28. Классификация газлифтных скважин. Круговой газлифтный цикл группы скважин.

Добыча нефти с использованием газа, кот. вводится в скв-ну извне, называется газлифтом. Газлифт можно классифицировать:

по типу рабочего агента:

1. при вводе газа называется газлифтом

2. может вводиться воздух – способ эрлифтный.

Газлифтный метод эксплуатации м.б. компрессорным, когда используется энергия сжатого газа, сжимаемого на компрессорных станциях; и бескомпрессорным, когда используется газ, отбираемый из газовой залежи. Компрессорный газлифт относится к механизированным способам эксплуатации скв.

Преимущества:

1. возможность эксплуатации высокообводнённых скважин

2. простота оборудования (внутри скв)

3. лёгкость регулирования работы скважин

Недостатки:

1. низкий КПД (особенно обводнённой продукции)

2. необходимость использования сложного, дорогостоящего, высококачественного оборудования (наземное оборудование).

Круговой газлифтный цикл группы скважин.

1 -газлифтные скв

2 – трубопроводы смеси ж-ти и газа, поступающей из скв.

3 – ёмкость (трап) для разделения ж-ти и газа,

4 – нефтяная линия

5 - линия избыточно газа, направляемого на переработку и потребление,

6 – линия газа низкого давления, поступающего на приём компрессоров

7 – компрессорная линия

8 - линия сжатого газа, поступающего в скв.

Классификация газлифтных скв.

1. По характеру ввода рабочего реагента: прямая закачка и обратная

2. По количеству колонн НКТ: однорядный подъёмник, двухрядный, полуторорядный подъёмник (лифт Саундерса)

3. По типу используемой энергии рабочего агента: бескомпрессорный, компрессорный

По используемому оборудованию: беспакерная система, пакерная система, система с использованием пусковых и рабочих клапанов, система с отсутствием клапанов.

Теорет-ая динамограмма. На нее наложена (пунктиром) типичная фактическая динамограмма исправного насоса, спущенного на небольшую глубину и работающего в условиях отсутствия газа.

Линия аб означает деформацию штанг и труб и отражает процесс воспринятия штангами нагрузки от веса жид-ти. Это происходит при перемещении штока на величину , начиная от н. м. т.

Линия бв  полезный ход плунжера, во время которого ста­т-ая нагрузка на шток равна весу штанг и жид-ти.

Точка в соответствует верхней мертвой точке (в. М. т.). Ли­ния вга  ходу вниз, при кот-ом также штанги и трубы дефор­м-ся, но в обратном порядке, т.к. нагнет-ый кла­пан откр-ся, штанги теряют при этом нагрузку и сокраща­ются, а трубы (всас-ий клапан закрывается) приобретают ее и удлиняются. Реальная динамограмма всегда отличается от теор-кой. Превышение пунктира над линией бв означает появление до­п-ых нагрузок, связанных с инерцией системы и тре­нием, этим же объясн-ся снижение пунктирной линии по от­ношению к линии га при ходе вниз. Изучение снятой динамограммы и ее сопоставление с теор-ой позволяет выяснить ряд дефектов и неполадок в работе ШСНУ. Так, смещение точек б и г вправо означает пропуски в нагнетательной части насоса в результате растягивания во времени процесса перехода на­грузки Р_Ж с труб на штанги. Пропуск в нагнет-ой части приводит к заполнению объема цилиндра, высвобождаемого плунжером, перетекающей жид-ью и, т.о., создает на плунжер подпор снизу. Чем больше утечки в нагнет-ой части, тем сильнее смещение точек б и г вправо.

При пропуске в приемной части (всасывающий клапан) про­исходит обратное явление. Точки б и г смещаются влево. Утечки жид-и в приемной части раньше времени снимают подпор плунжера снизу и штанги воспринимают вес жидк-и быстрее.

Отражение дефектов работы штангового насоса на динамограмме:

а  пропуски в нагнет-ой части, б  пропуски во всас-ей части, в  влияние газа, г  низкая посадка плунжера, д  выход плунжера из цилиндра трубного насоса, е  удары плунжера о верхнюю ограничительную гайку вставного насоса

На поверхностной динамограмме находят отражения все де­фекты работы СК, главным образом удары и люфты в сочленениях шатунно-кривошипного механизма, в шпонках и зубьях редуктора. Динамометрирование ШСНУ дает важную информацию о работе установки в целом.

При невозможности измерения Рзаб можно замерять затрубное давл-е и динамический уровень. Эти величины м.б. пересчитаны в Рзаб. Замер глубины динамического уровня жидкости в межтрубном простр-ве, устанавливающегося при том или ином режиме откачки, производится спец-ми приборами — эхолотами.

Замер Рпл (статического уровня и затрубного давления) производится не < 2х раз в год. Состояние Рпл контролируется построением карт изобар по разбуренным объектам 2 раза в год. Время простоя скважины на замер пластового давления определяется геологической службой НГДУ, исходя из коллекторских свойств пласта и насыщающих его флюидов, но не менее времени, за которое потери в добыче жидкости составляют 30 м³ для девонских отложений (или с вязкостью продукции не менее 40 мПа·с) и 50 м³ для карбонатных и терригенных отложений нижнего и среднего карбона ( или с вязкостью продукции более 40 мПа·с).

С целью повышения достоверности и информативности рекомендуется организовать исследования так, чтобы забойное и пластовое давление исследовались друг за другом (по методике проведения КВУ).

Снятие КВУ (КВД) производится 1 раз в три года. При разработке малоизученных объектов рекомендуется снимать КВУ один раз в год.

Исследования скважин следует выполнять до восстановления Рпл с количеством экспериментальных точек не менее 20-30, уделяя особое внимание участку кривой с наибольшим изменением давления. Пластовым давл-ем следует считать повтор двух значений Рзаб с отличием не > 5%: для низко- и среднедебитных скважин в течении 2 суток, для высокодебитных (более 50 м³/сут.)-в течении 3-4 часов.

Динамометрия ШСНУ - снятие диаграммы нагрузки на полированный шток в зависимости от хода. Она осуществляется силоизмерительным регистрирующим прибором — динамометром.

Сопоставление снятой на ШСНУ динамограммы с теоретической позволяет выяснить отклонения от нормальной работы установки в целом и дефекты в работе самого ШСН. Регулярное обследование ШСНУ явл-ся обязательным, т.к. позволяет своевременно предотвратить более серьезные осложнения. Динамограмма позволяет уточнить режим откачки и улучшить его.

Теорет-ая динамограмма. На нее наложена (пунктиром) типичная фактическая динамограмма исправного насоса, спущенного на небольшую глубину и работающего в условиях отсутствия газа.

Линия аб означает деформацию штанг и труб и отражает процесс воспринятия штангами нагрузки от веса жид-ти. Это происходит при перемещении штока на величину , начиная от н. м. т.

Линия бв  полезный ход плунжера, во время которого ста­т-ая нагрузка на шток равна весу штанг и жид-ти.

Точка в соответствует верхней мертвой точке (в. М. т.). Ли­ния вга  ходу вниз, при кот-ом также штанги и трубы дефор­м-ся, но в обратном порядке, т.к. нагнет-ый кла­пан откр-ся, штанги теряют при этом нагрузку и сокраща­ются, а трубы (всас-ий клапан закрывается) приобретают ее и удлиняются. Реальная динамограмма всегда отличается от теор-кой. Превышение пунктира над линией бв означает появление до­п-ых нагрузок, связанных с инерцией системы и тре­нием, этим же объясн-ся снижение пунктирной линии по от­ношению к линии га при ходе вниз.