- •1. Физико-химические свойства нефти, природного газа, углеводородного конденсата и пластовых вод
- •1.1. Состав нефти
- •1.2. Свойства нефти и пластовой воды
- •1.3. Состав газа
- •1.4. Свойства газа
- •2. Геология нефти и газа
- •2.1. Условия формирования залежей и месторождений нефти и газа
- •2.2. Пластовые воды
- •2.3. Залежь. Месторождение
- •2.4. Коллекторские свойства горных пород
- •2.5. Коллекторские свойства трещиноватых пород
- •2.6. Запасы нефти и газа
- •3. подготовка скважин к эксплуатации
- •3.1. Общие сведения о скважинах
- •3.2. Строительство скважин
- •3.3. Конструкция скважин
- •3.4. Конструкции забоев скважин
- •3.4.1. Перфорация
- •3.5. Освоение скважин
- •3.5.1. Вызов притока из пласта в скважину
- •3.5.2. Тартание
- •3.5.3. Поршневание
- •3.5.4. Последовательная замена
- •3.5.5. Компрессорный способ
- •3.5.6.Применение скважинных насосов
- •3.5.7. Восстановление проницаемости породы призабойной зоны пласта
- •3.5.8. Особенности освоения водонагнетательных скважин
- •4. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин
- •4.1. Фонтанная эксплуатация нефтяных скважин
- •4.1.1. Виды фонтанирования
- •4.1.2. Оборудование фонтанных скважин
- •4.1.3. Регулирование режима эксплуатации фонтанных скважин
- •4.2. Газлифтный способ эксплуатации нефтяных скважин
- •4.2.1. Оборудование газлифтных скважин
- •4.2.2. Пуск газлифтных скважин и методы снижения пускового давления
- •4.2.3. Распределение рабочего агента по скважинам
- •4.3. Эксплуатация нефтяных скважин установками ШСН
- •4.3.1. Схема и принцип работы установки штангового скважинного насоса
- •4.3.2. Производительность установки штангового скважинного насоса
- •4.3.3. Штанговые скважинные насосы
- •4.3.4. Основные узлы штанговых насосов
- •4.3.5. Насосные штанги
- •4.3.6. Станки-качалки. Назначение, устройство и типы
- •4.3.7. Оборудование устья скважин
- •4.3.8. Другие приводы штанговых скважинных насосов
- •4.4. Эксплуатация скважин электроцентробежными насосами
- •4.4.1. Общая характеристика установки ЭЦН
- •4.4.2. Центробежный насос
- •4.4.3. Погружной электродвигатель
- •4.4.4. Оборудование устья
- •4.5. Эксплуатация скважин электровинтовыми насосами
- •4.6. Способы эксплуатации газовых скважин
- •4.6.1. Оборудование газовых скважин
- •5. МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ
- •5.1. Методы поддержания пластового давления
- •5.1.1. Законтурное заводнение
- •5.1.2. Внутриконтурное заводнение
- •5.1.3. Закачка газа в газовую шапку
- •5.2. Методы увеличения нефтеотдачи пластов
- •5.2.1. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи
- •5.2.2. Закачка в пласт воды с добавками
- •5.2.3. Тепловые методы увеличения нефтеотдачи пластов
- •5.2.4. Газовые методы
- •6. Сбор и подготовка скважинной продукции на промыслах
- •6.1. Классификация промысловых трубопроводов
- •6.2. Системы сбора нефти
- •6.3. Системы сбора газа
- •6.4. Технология подготовки нефти
- •6.5. Технология подготовки продукции газовых и газоконденсатных скважин
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
4.2.2. Пуск газлифтных скважин и методы снижения пускового давления
Рассмотрим процесс пуска газлифтной скважины в работу на примере двухрядного подъёмника (рис. 4.12). Для того чтобы газлифтный подъёмник начал работать, необходимо подвести газ к башмаку внутреннего ряда НКТ.
В простаивающей скважине устанавливается статический уровень (Нст). Для того чтобы газ смог попасть во внутреннюю колонну подъёмных труб, необходимо этим же газом вытеснить жидкость из кольцевого пространства. Рабочий агент вводится сверху в кольцевое пространство, давление на границе газ – жидкость растёт. Жидкость вытесняется. Часть вытесняемой жидкости может поглощаться продуктивным пластом. Но основная её часть направляется в подъёмные трубы и затрубное пространство.
Достигнув башмака колонны НКТ, газ попадает в неё, диспергируется в жидкости, образуя ГЖС. Поскольку плотность ГЖС меньше плотности жидкости, уровень смеси в трубах будет непрерывно повышаться. При достижении ГЖС устья скважины происходит её выброс.
Во время движения образовавшейся смеси по центральной колонне НКТ к устью скважины давление у башмака этой колонны продолжает несколько увеличиваться, достигая максимального значения в момент выброса ГЖС через устьевую арматуру скважины. Значение этого давления примерно равно давлению, которое показывает манометр на подводящей линии.
Давление газа на выходе из компрессора, при котором происходит выброс ГЖС из скважины, будем называть пусковым давлением (Рпуск). Чем глубже находится башмак НКТ, тем больше будет пусковое давление и время продавки сжатого газа до башмака. Время продавки также зависит и от производительности компрессора. В глубоких скважинах пусковые давления могут составлять сотни атмосфер, а длительность продавки может превышать сутки.
На рисунке 4.13 показано качественное изменение во времени избыточного давления закачиваемого в кольцевое пространство скважины газа.
81
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
82
Рисунок 4.12 – Пуск газлифтной скважины в работу:
а– положение статического уровня жидкости в простаивающей скважине;
б– жидкость в межтрубном пространстве оттеснена до башмака колонны НКТ;
в– положение динамического уровня в работающей скважине
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Давление
пуск |
раб |
Р |
Р |
0
Время
Рисунок 4.13 – График изменения давления при пуске газлифтной скважины: Рпуск – пусковое давление; Рраб – рабочее давление
Нарастающая ветвь кривой соответствует процессам, происходящим до выброса ГЖС из устья скважины. На участке правее максимального значения давления происходят неустановившиеся процессы, в которых принимают участие закачиваемый газ, скважинная жидкость и поступающий из пласта флюид. После выброса ГЖС давление у башмака подъёмной колонны резко уменьшается. Забойное давление также уменьшается. За счёт возникшей депрессии начинается поступление пластового флюида в скважину. Через некоторое время устанавливается совместная работа скважины и пласта по массовому расходу: сколько в скважину притекает, столько же из неё отбирается. Давление закачки стабилизируется, и это давление называется рабочим (Рраб).
Из рисунка 4.12 следует, что формула для пускового давления может быть записана в виде:
Рпуск = ρж g (hпогр +∆h), |
(4.1) |
где hпогр – погружение башмака центральной колонны НКТ под статический уровень, м;
∆h – подъём жидкости в затрубном пространстве и в центральной колонне НКТ над статическим уровнем, когда закачиваемый газ достигает башмака центральной колонны НКТ, м;
ρж – средняя плотность столба жидкости, кг/м3.
Если во время продавки вся вытесненная из кольцевого пространства жидкость поглощается пластом, то ∆h = 0.
83