3. Определить текущий кин?

Под текущим коэффициентом извлечения нефти понимают отношение накопленной добычи из залежи или объекта разработки на определенную дату к подсчитанным запасам на момент утверждения проектного документа на разработку. Текущую нефтеотдачу обычно представляют зависящей от различных факторов — количества закачанной в пласт воды при заводнении, отношения этого количества к объему пор пласта, отношения количества извлеченной из пласта жидкости к объему пор пласта, обводненности продукции и просто от времени.

19Билет

1.Газлифтная эксплуатация скважинОбласть применения газлифтной эксплуатации.

Область применения газлифта: высокодебитные скважины с большими забойными давлениями, скважины с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже давления насыщения, песочные (содержащие в продукции песок) скважины, а также скважины, эксплуатируемые в труднодоступных условиях (например, затопляемость, паводки, болота и др.)

.Приминяемые подъемники для газлифтной эксплуатации.

Классификация газлифтных скважин может быть выполнена понескольким признакам:

1. По характеру ввода рабочего агента:-прямая закачка(кольцевые); -обратная закачка(центральные)

2. По количеству колонн НКТ:-однорядный подъемник; -двухрядный подъемник; - полуторарядный подъемник (лифт Саундерса).

3. По типу используемой энергии рабочего агента: -компрессорный; -бескомпрессорный.

Бескомпрессорный газлифт осуществляется за счет сжатого газа,отбираемого, например, из газовой залежи и распределяемого по

газлифтным скважинам. Если в разрезе нефтяной скважины имеется газовый пропласток (или газовая шапка), то этот газ может

использоваться для подъема нефти внутри самой скважины. Такаясистема называется внутрискважинным газлифтом.

4. По используемому глубинному оборудованию:-беспакерная система; - пакерная система; - система с использованием пусковых и рабочего клапанов; - система, когда газ вводится в подъемник через башмак НКТ(отсутствуют пусковые и рабочий клапаны).

Пуск газлифтной скважины в работу.

При нагнетании газа жидкость в межтрубном пространстве колонн НКТ оттесняется вниз, а вытесняемая перетекает в трубы малого диаметра из эксплуатационной колонны, в результате чего уровень в ней становится ниже статического. Поэтому давление на забое становиться выше пластового и часть жидкости поглощается пластом. На любой момент времени давление закачиваемого газа соответствует гидростатическому давлению столба жидкости высотой, равной разности уровней в трубах малого диаметра (или затрубном пространстве) и межтрубном пространстве.

По мере нагнетания газа увеличивается разность уровней и возрастает давление заканчиваемого газа.

Давление закачиваемого газа во время достижения уровнем жидкости в межтрубном пространстве башмака подъемных труб будет максимальным. Это давление называется пусковым - Р_пус. Как только начнется, излив газожидкостной смеси, давление на башмаке подъемных труб уменьшится. Среднее давление нагнетаемого газа при установившемся режиме газлифтной скважины называется рабочим Р_р.

Методы снижения пусковых давлений.

1 )Установка пусковых муфт(отверстий) +простота конструкции, -большой расход газа, сложно установить режим.

2)Пуск газлифтной скважины по центральной системе(с пусковыми, рабочими клапанами)

В начальный момент все клапа­ны открыты, рабочий агент вытесняет жидкость из затрубного пространства до уровня верхнего клапана, входит через него в трубы и газирует жидкость в них на участке выше верхнего, клапана. В результате уменьшается градиент давления в них, падает давление на уровне верхнего и, соответственно, второго клапана, который располагают на такой глубине, чтобы рабо­чий агент мог оттеснить жидкость и пройти через этот клапан в трубы, газируя второй участок лифта. Далее верхний клапан, закрывается и процесс повторяется, пока не будет достигнута расчетная глубина рабочего клапана, через который газ посту­пает в процессе эксплуатации скважины.  Расход газа через каждый пусковой клапан выбирают таким,, чтобы получить в лифте минимально возможный градиент дав­ления и, следовательно, максимально снизить точку установки следующего клапана для уменьшения их числа. В процессе за­пуска депрессия на пласт постепенно увеличивается, а начиная с некоторого момента, определяемого свойствами пластовой системы, появляется приток из пласта, который следует учитывать при определении расхода рабочего агента, регулируемого как на поверхности, как и штуцером в самом пусковом клапане. 

Иследование газлифтных скважин.

• установления режима работы скважины с минимальным расходом нагнетаемого газа;

• снятия индикаторной линии или определения уравнения притока;

• определения глубины ввода газа в лифт;

• снятия профиля притока при эксплуатации многопластового горизонта с помощью скважинныхдебитомеров.

Системы распределения газа при газлифтной эксплуатации.

Газ подготавливается на КС (отделяются мехпримеси, осушка). Далее подается на Газораспределительный пункт, затем на Газораспределительные батареи, а потом в скважины. Системы бывают Индивидуальные , Лучевые и Кольцевые.

Периодическая эксплуатация газлифтных скважин.

При периодическом газлифте определенный объем пластовой жидкости накапливается в скважине выше рабочего клапана, в камере замещения, оборудованной обратным клапаном, а затем рабочий агент быстро подается в затрубное пространство, вытесняя жидкость в трубы, и поступает туда, выбрасывая порцию жидкости на поверхность, после чего поступление рабочего агента прекращается и наступает этап накопления жидкости. При периодическом газлифте обычно применяют специальные устройства, регулирующие подачу рабочего агента с поверхности или в скважине по времени или по давлению на устье или на уровне рабочего клапана. Существуют и комбинированные системы управления.