1. Энергия напора пластовых вод

используют параметр
Д
СД
n
S
S
\

, равный площади нефтеносности, приходящейся на одну добывающую скважину.
5 Какие меры по защите атмосферы должны предусматриваться проектом обустройства месторождения БИЛЕТ № 11
1 Какие существуют схемы периодического газлифта? Схемы периодического газлифта
Периодический газлифт
Обычно разработка нефтяного месторождения сопровождается снижением пластового давления. Для эффективной работы газлифта необходимо иметь относительное погружение ε = 0,5 - 0,6. При падении пластового давления приходится опускать башмак насосно-компрессорных труб до самого забоя скважины. Относительное погружение при этом уменьшается, что влечет за собой необходимость увеличения удельных расходов нагнетаемого газа. В конце концов эксплуатация скважин газлифтом из-за больших н становится невыгодной и возникает вопрос либо о переводе такой скважины на насосный способ эксплуатации, либо на периодический газлифт. Перевод на насосную эксплуатацию не всегда возможен из- за большого пластового газового фактора в условиях приема насоса, даже если его приходится устанавливать на забое, либо из-за обильного поступления песка. Такие скважины целесообразно перевести на периодический газлифт, при котором нагнетаемый в скважину газ подается периодически. Цикл работы периодического газлифта можно разделить на период накопления жидкости в скважине без закачки газа период закачки сжатого газа в скважину период расширения закачанного газа и выброса накопившейся в скважине жидкости. Вследствие цикличности работы скважины давление на забой периодически изменяется от минимального вначале периода накопления Тн до максимального к концу этого периодате. перед началом периода выброса жидкости Тв. Уровень жидкости в скважине также изменяется от своего наинизшего положения перед началом периода накопления до наивысшего - к концу этого периода. Периодический газлифт называют еще лифтом замещения, так как накопившаяся жидкость замещается газом и выталкивается по насосно-компрессорным трубам в виде жидкостной пробки, которая в процессе своего подъема частично, а иногда и полностью смешивается с газом, образуя газожидкостную смесь. Дебит скважины при периодической эксплуатации всегда меньше, чем при непрерывной, при прочих равных условиях, так как среднеийтегральная депрессия на пласт вследствие периодических колебаний динамического уровня всегда меньше постоянной депрессии при непрерывной эксплуатации. Чем больше разница между среднеинтегральными депрессиями при периодической и непрерывной эксплуатациях, тем больше будет потеря добычи нефти при переходе на лифт замещения. Эта разница зависит от частоты циклов. Чем короче периоды, те. чем чаще циклы, тем меньше амплитуда колебаний динамического уровня жидкости в скважине и тем ближе его среднеинтегральное значение к уровню, устанавливающемуся при непрерывной работе скважины. Таким образом, переход на периодическую эксплуатацию неизбежно связан с частичной потерей в дебите скважины. Эти потери зависят от частоты циклов, которую можно изменять. Поэтому переход на периодический газлифт оправдан, если экономия от уменьшения удельного расхода газа, энергии и других затрат, связанных с таким переходом, превышает стоимость потерянной нефти. Необходимо заметить, что при определенной комбинации условий эксплуатировать скважину непрерывным газлифтом вообще становится невозможно из-за низких уровней жидкости, слабых притоков, наличия песка и большого удельного расхода газа. Существует несколько разновидностей периодического газлифта:
1. Обычный газлифт с отсекателем на поверхности, действующим периодически.
2. Установка с концевым рабочим клапаном дифференциального действия и пакером, перекрывающим межтрубное пространство.
3. Установка с камерой замещения и двухрядным лифтом.
4. Установки с камерой замещения, однорядным лифтом и пакером.
5. Установки с плунжером.

Следует отметить, что достоинства той или иной схемы периодического газлифта, кроме ее дешевизны, простоты и надежности, расцениваются по удельному расходу газа, а также потому, воздействует или нет на пласт циклическое нагнетание газа в скважину, так как при таком воздействии сокращается притоки разрушается призабойная часть пласта.
Газлифт с отсекателем - это обычная газлифтная скважина, которая работает периодически на режиме повторных пусков, причем циклы задаются клапаном-прерывателем, устанавливаемым на подводящей газовой линии у устья скважины.Программное устройство, имеющее часовой механизм, задает периоды, когда клапан открывает доступ газа в скважину для ее продувки и выброса жидкости и когда клапан находится в закрытом состоянии для накопления жидкости на забое. Такая система периодического газлифта имеет существенные недостатки.
1. При каждой подаче газа в межтрубное пространство давление этого газа передается на забой, в результате чего не только приостанавливается приток, но часть жидкости может поглощаться пластом благодаря возникновению давления больше пластового.
2. После каждого выброса происходит полная разрядка, те. выпуск газа из труби из межтрубного пространства до давления на устье, что существенно увеличивает удельный расход газа. Установка с рабочим клапаном дифференциального действия и пакером (рис. 9.21) устраняет оба существенных недостатка обычного периодического газлифта, так как газ отсекается Рис. 9.21. Схема периодического газлифта с рабочим клапаном-отсекателем и пакером после выброса всей жидкости клапаном 1 у самого башмака НКТ, благодаря чему объем газа в межтрубном пространстве после окончания продувки сохраняется. Пакер 2 и обратный клапан 3 на башмаке НКТ изолируют пласт от давления газа со стороны НКТ в периоды продувки скважины, но одновременно и приостанавливают приток жидкости из пласта, так как на забое нет камеры или пространства, где эта жидкость могла бы накапливаться. Клапан 1 (см. рис. 9.21) нормально закрыт. Давление газа в межтрубном пространстве благодаря пакеру 2 и обратному клапану 3 не воздействует на пластине препятствует притоку жидкости, которая накапливается в НКТ. Сильфон клапана-отсекателя 1, чувствительный к давлению столба жидкости в НКТ, после достижения ею определенной высоты h сжимается и открывает доступ газа в НКТ. Клапан 3 предотвратит действие давления газа на пласт. После выброса жидкости давление Рт на уровне клапана в
НКТ уменьшается практически до давления Руна устье. При этом перепаде давления клапан-отсекатель закроется, предотвратит выпуск газа из межтрубного пространства и будет оставаться закрытым до тех пор, пока в НКТ снова не накопится столб жидкости высотой h, при котором клапан вновь откроется. Недостатком схемы является периодическое прекращение притока жидкости из пласта в скважину в периоды подъема и выброса столба жидкости. Рис. 9.22. Двухрядный периодический газлифт с камерой замещения Установка с камерой замещения и двухрядным подъемником показана на рис. 9.22. На конце внешнего первого ряда труб 3 спускается камера замещения 1 для накопления в ней жидкости Обратный клапан 2 предохраняет пласт от воздействия сжатого газа в периоды продавки скважины. Приток жидкости при этом не приостанавливается, так как вся притекающая жидкость накапливается не только в камере замещения, но ив межтрубном пространстве 6. Автомат-отсекатель 5, установленный на подводящей газовой линии и снабженный программным устройством, в определенные моменты времени открывает доступ газа в пространство между первыми вторым рядами труб. Жидкость из камеры 1 выдавливается во второй внутренний ряд труб 4. После выброса жидкости и падения давления нагнетаемого газа автомат-отсекатель перекрывает доступ газа на период накопления жидкости.Преимуществом этой схемы является непрерывный приток жидкости из пласта в скважину и уменьшение потерь газа при разрядке за счет малого объема межтрубного пространства между

рядами труб по сравнению с объемом обсадной колонны. К недостаткам следует отнести наличие двух рядов труби специального автомата-отсекателя на газовой линии. Рис. 9.23. Однорядный периодический газлифт с камерой замещения и пакером Установка с камерой замещения и однорядным подъемником показана на рис. 9.23. По межтрубному пространству, перекрытому в нижней части пакером /, непрерывно подается сжатый газ. Пакер 1, накопительная камера 2 с обратным клапаном 3 и вспомогательной трубкой 4 в нижней части спускаются в скважину на одной колонне НКТ 5. Над пакером устанавливается клапан-отсекатель 6. По мере накопления жидкости в камере 2, межтрубном пространстве обсадной колонны, а также в НКТ растет давление, действующее на клапан 6 со стороны труб. При достижении определенного давления, на которое отрегулирован клапан, последний открывается и впускает газ в накопительную камеру из межтрубного пространства. Обратный клапан 3 закрывается. Происходит выброс жидкости и общее падение давления в системе. Перепад давления в отсекающем клапане достигает максимума, так как давление газа в межтрубном пространстве остается постоянными равным давлению нагнетания. В этот момент клапан закрывается, предотвращая дальнейшее расходование газа из межтрубного пространства. После выброса и падения давления в НКТ обратный клапан 3 открывается. Жидкость, накопившаяся под пакером, перетекает и заполняет камеру замещения 2 и объем НКТ над клапаном 6. При достижении определенного давления на клапан 6 со стороны НКТ он снова открывается и цикл повторяется. Такая схема периодического газлифта экономична, так как имеет один ряд труби обеспечивает минимально возможный приданных условиях удельный расход газа. Однако регулировка продолжительности циклов. связанная с изменением регулировки клапана-отсекателя, затруднительна, ибо связана с необходимостью извлечения его на поверхность вместе совсем оборудованием. В связи с этим в последнее время созданы конструкции периодического газлифта, в которых рабочие клапаны-отсекатели устанавливаются в эксцентричных камерах и извлекаются с помощью канатной техники, как это описано ранее. В подобных схемах периодического газлифта возможно использование рабочих клапанов-отсекателей, управляемых с поверхности изменением в определенных пределах давления в межтрубном пространстве клапаном-регулятором давления на питающей газовой линии. При повышении давления в межтрубном пространстве до определенного предела рабочий клапан-отсекатель открывается, происходит впуск газа в камеру замещения и НКТ. После выброса жидкости давление в межтрубном пространстве несколько понижается и клапан-отсекатель закрывается для очередного накопления жидкости Рис. 2. Схема периодического газлифта: а — период накопления б — период подачи жидкости в — газлифт с камерой замещения 1 — рабочий газлифтный клапан 2 — приёмный клапан 3 — камера замещения.
2 Какие знаете крупные казахстанские шельфовые месторождения

перейти в каталог файлов