4.17. Периодическая эксплуатация газлифтных скважин

По мере разработки залежи пластовое давление снижается. Для поддержания высоких дебитов газлифтных скважин не­обходимо снижать забойное давление, что достигается увели­чением относительного погружения подъемных труб. Однако при этом происходит увеличение удельного расхода рабочего агента, что приводит к увеличению эксплуатационных затрат. Поэтому малодебитные газлифтные скважины целесообразно эксплуатировать периодически.

Наиболее простая схема периодического газлифта заклю­чается в том, что после вытеснения жидкости рабочим агентом подача рабочего агента прекращается и кольцевое пространство сообщается с выкидной линией, и скважина оставляется для накопления жидкости. Затем снова рабочий агент подают в кольцевое пространство, накопившуюся жидкость вытесняют в подъемные трубы и выбрасывают через выкидные линии к групповым газоотделителям.

Однако описанный метод периодической эксплуатации газлифтных скважин не может быть рекомендован для массо­вого применения.

1. В процессе продавливания жидкости из кольцевого пространства нередко забойное давление становится выше пластового и значительная часть накопленной жидкости может проникнуть обратно в пласт.

2. Поскольку после выброса жидкости из подъемных труб кольцевое пространство сообщается с выкидной линией, чрезмерно увеличивается расход рабочего агента и повышается себестоимость добытой нефти.

Поэтому на практике применяются другие схемы перио­дического газлифта, которые можно разделить на три само­стоятельные группы:

1) без подкачки газа в затрубное пространство;

2) с подкачкой газа в затрубное пространство;

3) с камерой замещения или лифтом замещения.

4.18. Периодический газлифт с камерой заме­щения

Для повышения эффективности периодической экс­плуатации газлифтной скважины предложено оборудовать ее камерой замещения (рис. 4.11). Для этого в скважину до забоя спускают два ряда концентрически расположенных насосно-компрессорных труб (НКТ), внутренние из которых используются как подъемные 1, а внешние - как воздушные 2. Нижняя часть второго ряда труб, погруженная под уровень жид­кости, имеет больший диаметр и снабжена обратным клапаном 5. Эта часть труб называется камерой замещения 3.

Р ис. 4.11. Схема периодиче­ской эксплуатации газлифтных скважин с камерой замещения

После накопления жидкости в скважине в кольцевое простран­ство подается рабочий агент, и жидкость из камеры замещения при закрытом обратном клапане 5 вытесняется в подъемные трубы и выбрасывается на поверхность. При этом исключается возмож­ность проникновения накопленной жидкости обратно в пласт. После выброса жидкости из подъемных труб подачу рабочего агента прекращают, и давление в подъемных трубах становится равным давлению в выкидных трубах. Затем снова происходит заполне­ние камеры замещения за счет выравнивания уровней жидкости в межтрубном пространстве и в камере замещения и за счет притока жидкости из пласта. Для уменьшения потери дебита скважины в результате стекания жидкости в подъемных трубах на башмаке рекомендуется ставить обратный клапан 4.

На линии нагнетания и линии соединения с выкидными линиями для повышения эффективности метода устанавливают трехходовой кран-отсекатель 6, который настраивается на ав­томатический режим работы скважины по заданной программе с помощью датчика 8 и автоматического устройства 7.

Недостатком периодического газлифта с камерой замеще­ния является необходимость спуска в скважину двух рядов труб. Кроме того, ограниченный размер эксплуатационной колонны часто не позволяет опускать в скважину два ряда труб. Затруднения возникают и при спускоподъемных операциях, особенно в глубоких и искривленных скважинах.