Cтраница 4
Недостатками установок периодического газлифта данного типа является следующее. В начальной стадии выброса при снижении давления в подъемных трубах групповая установка может оказаться под действием сильного импульса давления, соответствующего работе газовой скважины с дебитом примерно до 100000 м3 / сут. В результате могут открыться предохранительные клапаны на трапах и, следовательно, нарушится работа замерных установок. [46]
В СССР периодическим газлифтом эксплуатируются скважины в Западной Сибири, Азербайджане, Краснодарском крае и на Украине. На месторождениях Западной Сибири периодические газлифтные скважины эксплуатируются бескамерными установками, оборудованными клапанами - сильфонными или дифференциального действия, с отсечкой газа рабочим клапаном или на устье. Применение такого вида установок обусловлено сравнительно высокими забойными давлениями, малыми газовыми факторами на большинстве месторождений, значительными отклонениями ствола скважины от вертикали, что осложняет использование плунжерного лифта. [47]
Рассмотрим стандартную установку периодического газлифта. Формулировки, которые будут получены, можно применять с незначительными изменениями также и к установкам с камерой замещения. Чтобы найти приемлемый диаметр подъемной колонны, из нескольких диаметров выбирается тот, при котором обеспечиваются наименьшая себестоимость добычи нефти или наименьший удельный расход сжатого газа при данном давлении в напорном газопроводе. Затем с учетом этого давления и выбранного диаметра подъемных труб определяют тип клапана, необходимого для снижения уровня в скважине в основном теми же способами, как и при освоении фонтанных скважин. Условия расчета клапанов следующие. Пропускная способность клапана для газа должна быть сравнительно большой. Для того чтобы предотвратить значительные потери жидкости при подъеме Брауном ( 1967 г.) рекомендуются следующие диаметры отверстий: 10 - 14 мм - для 48-мм подъемных труб; 13 - 17 мм - для 60-мм труб, 14 - 20 мм - для 73-мм труб. На рис. 2.4 - 15 по Брауну приведена доля добычи от начального объема жидкости в зависимости от площади поперечного сечения штуцера при заданных условиях. Наименьшее давление в подъемных трубах, которое возможно в течение снижения уровня жидкости в скважине, определяется при допущении, что скважина эксплуатируется при заданном дебите непрерывным газлифтным способом. В последнем случае давление в колпаке рабочего клапана должно быть соответственно снижено. Выбор многоточечного нагнетания газа в сравнении с одноточечным рассмотрен позже. [48]
Самая простейшая разновидность периодического газлифта без камеры замещения - так называемый перемещающийся ( сменяющийся с чередованием) газлифт. [49]
Проанализированы положения теории периодического газлифта, и на основе обширных стендовых опытов по-новому освещается сущность процессов, происходящих при выбросе столба жидкости, кроме того устанавливаются новые закономерности между различными параметрами и показателями процесса выброса. [50]
Первые попытки внедрения периодического газлифта делались на промыслах Азербайджана в начале 30 - х годов. [51]
При эксплуатации установок периодического газлифта большое значение имеют газлифтные клапаны. [52]
Рассмотрим методику расчета периодического газлифта при решении следующей задачи. Допустим, что необходимо определить давление нагнетания, расход газа, суточную производительность скважины, если заданы: время накопления жидкости, время продавки жидкости / 1 из кольцевого пространства до башмака НКТ. [53]