§ 14 Периодическая эксплуатация компрессорных скважин

Вследствие неоднородности коллектора коэффициенты продук­тивности скважин различны, не одинаковы и пластовые дав­ления на различных участках залежи. Поэтому на месторож­дении, где газлифтный способ — основной способ эксплуатации, имеются скважины с низкими динамическими уровнями. Экс­плуатация скважин с низкими забойными давлениями и незна­чительным погружением подъемника под динамический уровень газлифтным способом нерентабельна вследствие высоких удель­ных расходов рабочего агента. Их следует эксплуатировать насосным способом. Если это по той или иной причине невоз­можно, необходимо увеличивать эффективность газлифтного способа. Один из таких способов — периодический газлифт. Так как в этом случае статический уровень жидкости находится

Рис. VI 1.29. Схемы периодического газлифта

выше динамического (рис. VII.29, а), среднее погружение подъ­емника под уровень жидкости при периодическом газлифте может быть больше, чем при непрерывном газлифте, что при­водит к уменьшению удельного расхода газа.

На рис. VII.29, а показана упрощенная схема периодической газлифтной эксплуатации. При открытии крана рабочий агент отжимает жидкость в межтрубном пространстве к башмаку подъемника и затем выбрасывает ее в выкидную линию. Затем кран закрывается, а межтрубное пространство сообщается с выкидной линией, что приводит к выравниванию давлений в межтрубном пространстве и подъемных трубах (положение крана на рис. VII.29, б). Жидкость накапливается в скважине, после чего вновь открывается кран. Процесс эксплуатации пе­риодических скважин автоматизирован. В зависимости от их характеристики устанавливают соответствующую продолжи­тельность подачи рабочего агента и частоту циклов.

Эксплуатация скважин по схеме, показанной на рис. VII.29, а, имеет следующие недостатки: 1) при продавке жидкости до башмака подъемных труб давление на забое скважины пре­вышает пластовое, что приводит к возврату ее части в пласт; 2) после выброса часть жидкости, остающейся на стенках НКТ, стекает вниз, в результате происходит подъем уровня, уменьшаются депрессия и приток из пласта; 3) энергия рабо­чего агента используется не полностью, так как при перекры­тии крана газ из межтрубного пространства выпускается в вы­кидную линию, вследствие чего увеличивается удельный его расход.

На рис. VII.29, б приведена схема периодического газлифта с камерой замещения, в которой устранены первые два недо­статка. Во время нагнетания газа обратный клапан в камере замещения закроется и будет закрытым до тех пор, пока дав­ление в камере замещения не снизится после выброса жидко­сти из нее и перемещения трехходового крана в положение, показанное на рис. VII.29, б.

На рис. VII.29, в показана схема периодического газлифта с камерой замещения и отсечкой газа высокого давления на забое. В этом случае в процессе нагнетания газа можно ис­пользовать пусковые газлифтные клапаны. Со снижением давления после выброса жидкости клапаны закрываются, а за-трубное пространство остается заполненным газом высокого давления.

Действенная мера повышения эффективности газлифтного способа эксплуатации — уменьшение относительной скорости газа во время движения смеси. При непрерывном газлифте в поток вводят поверхностно-активные вещества, способствую­щие образованию пузырьковой или эмульсионной структуры смеси, когда относительная скорость газа минимальна, при пе­риодическом— рабочий агент отделяют от жидкости с по­мощью поршня (рис. VII.29,г). Применяют две разновидности установок подобного типа. В установках плунжерного лифта используют поршень с проходным осевым отверстием, перекры­ваемым клапаном в процессе перемещения плунжера вверх по­током нагнетаемого газа; клапан открывается при ударе плун­жера о верхний амортизатор, после чего он падает вниз; клапан закрывается от удара плунжера о нижний амортизатор. В дру­гих установках, например при эксплуатации скважин гидропа-керным автоматическим поршнем, последний не имеет проход­ного отверстия и после перемещения к устью скважины нагне­таемым газом падает вниз после прекращения подачи газа. За­зор между плунжером и стенкой трубы составляет 1,5—2 мм, между поршнем и колонной НКТ — 2,5—4 мм. Для уменьшения утечек газа через зазор поверхность поршней делают ребристой, что увеличивает гидравлические сопротивления во время ис­течения газа или жидкости через зазор.

Плунжерный лифт можно использовать также при непре­рывном газлифте и фонтанной эксплуатации скважин.