8,75,76. Достоинства и недостатки газлифтного способа эксплуатации.

Достоинства газлифтного метода:

1. простота и надежность конструкции (минимальное количество подвижных и подверженных износу частей);

2. возможность эксплуатации скважин, осложненных пескопроявлениями и высокими газовыми факторами:

3. обеспечение возможности отбора из скважин больших объемов жидкости (до 1800 ÷1900 т/сут);

4. возможность эксплуатации в глубоких скважинах, глубина которых превышает напоры, достижимые для глубинных насосов;

5. возможность эксплуатации скважин с высокими пластовыми температурами (>150 град.целс)

6. простота регулирования режимов работы

7. расположение технологического оборудования на поверхности (облегчает его наблюдение, ремонт),

8. возможность спуска приборов на забой скважины без прекращения работы, не осложняет проведение гидродинамических исследований

Недостатки газлифтного метода:

1) большие капитальные затраты при использовании компрессорного метода;

2) низкий КПД;

3) повышенный расход НКТ, особенно при применении двухрядных подъемников;

4) быстрое увеличение расхода энергии на подъем 1 т нефти по мере снижения дебита скважин с течением времени эксплуатации.

9. Пусковое давление газлифтной скважины. Методы снижения пускового давления.

Пусковым давлением называется максимальное давление закачиваемого газа при запуске скважины, которое имеет место в момент достижения уровнем жидкости башмака подъемника.

Величина пускового давления для двухрядного подъемника при прямой закачке может быть оценена по формуле:

Где ρ- плотность жидкости в скважине, h – глубина погружения башмака под статический уровень жидкости, fз – площадь сечения пространства через которое закачивается газ (затруба – при кольцевой системе),fв площадь сечения пространства через которое поднимается жидкость (НКТ – при кольцевой системе). Vжп – объем жидкости поглощенной пластом, Vжв – объем вытесняемой жидкости.

Как правило для глубоких скважин пусковое давление может достигать о.больших величии, что осложняет пуск скважины. Кроме того возможности компрессорного оборудования ограничены. В связи с этим в большинстве случаев необходимо применение методов снижения пуского давления. Исходя из анализа формулы их можно разделить на следующие группы:

1. методы использующие уменьшение глубины погружения h - Последовательный допуск труб, задавка жидкости в пласт

2. уменьшение объема вытесняемой жидкости – предварительное поршневание

3. снижение плотности вытесняемой жидкости – использование пусковых клапанов

4. Переключение работы подъемника с кольцевой системы на центральную

5. Нагнетание газированной жидкости

6. Применение специальных пусковых компрессоров

7. Последовательный допуск труб

10. Производительность шсну. Производительность насосной установки, определяемая по длине хода полированного штока и называемая теоретической производительностью, равна

Q_н = 1440*F_н*S_о*n, м³/сут

F_н-площадь сечения плунжера, м²

S_о-длина хода полированного штока, м

n-число качаний в минуту,

Фактическая производительность.

Q=Q_т*_под=1440* F_н*S_о*n*_под

_под-коэффициент подачи насоса, учитывающий все потери производительности насоса на пути движения от приемного клапана до устья скв.

_под= Q_д/Q_т≥ 0,6-0,65

Q_д- действительная подача, замеряемая на поверхности, после охлаждения и сепарации.

Фактическая производительность с учетом удлинения штанг и труб от статической нагрузки весом столба жидкости и коэффициента наполнения насоса.

Q=1440* F_н*n*[S_о- P_ж*L*(1/f_шт + 1/f_тр)]*_нап

E

_нап - коэффициент наполнения насоса,

Р_ж – усилие от веса столба жидкости, высотой от динамического уровня до устья

f_шт – площадь сечения щтанг,

L – глубина спуска насоса,

E – модуль упругости для стали,

f_тр - площадь сечения труб.

Факторы снижающие производительность: попадание в цилиндр свободного газа, наличие вредного пространства, потеря хода от растяжения и сжатия колонн штанг и НКТ, утечки жидкости через нагнетательный клапан и через контакт цилиндра и плунжера, усадка жидкости.