- •Лекция №1
- •Классификация месторождений природного газа
- •Этапы разработки газовых и газоконденсатных месторождений
- •Режимы разработки месторождений природных газов
- •Режимы разработки месторождений природных газов
- •Особенности разработки газоконденсатных месторождений
- •Особенности притока газа к забою газовой скважины
- •Лекция 3
- •Состав и физико-химические свойства природных газов. Классификация природных газов
- •Газовые смеси. Плотность газов
- •Состав газовой смеси
- •Так появились уравнения состояния Битти - Бриджмена с пятью константами, Бенедикта – Вебба - Рубина с восемью константами и др.
- •Вязкость газов
- •Термодинамические характеристики газа
- •Опасные свойства природных газов
- •Взрывы газовоздушных смесей
- •Объём паров после испарения жидкости
- •Фазовые состояния углеводородных систем
- •Количественное решение двухфазной системы заключается в количественном распределении на паровую и жидкую фазы всех компонентов этой смеси при заданных давлении и температуре.
- •Упругость насыщенных паров
- •Термодинамические характеристики газа
- •Эффект Ранка
- •Состояние призабойной зоны пласта
- •Проницаемость призабойной зоны пласта
- •Классификация дисперсных систем по межфазному взаимодействию
- •Фильтрация дисперсных систем через пористые среды
- •Определение диаметра фонтанных труб газовой скважины
- •Принцип работы газлифта
- •Системы и конструкции газлифтных подъёмников
- •Разновидности газлифта, их технологические схемы
- •Преимущества и недостатки газлифтного способа добычи нефти
- •Оборудование газлифтных скважин
- •Пусковое давление
- •Методы снижения пускового давления
- •Тарировка газлифтных клапанов
- •Спуск и подъём съёмных клапанов, используемый инструмент
- •Торпедная перфорация
- •Сверлящая перфорация
- •3.Свабирование
- •4. Имплозия
- •Приборы для измерения давления
- •Устройства для измерения температуры
- •Устройства для измерения расхода природного газа
- •Подготовка скважины к газогидродинамическим исследованиям
- •Технология проведения исследований
- •Определение коэффициентов фильтрационного сопротивления "а" и "в"
- •Обработка результатов исследований газовой скважины на стационарных режимах
- •Пожары и фонтаны на нефтяных и газовых скважинах
- •Лекция №22
- •Средства и методы борьбы с пескопроявлением скважин
- •Лекция 23
- •Основные мероприятия по предупреждению и ликвидации обводнения газовых скважин
- •Классификация методов восстановления производительности обводняющихся скважин
- •Лекция №24
- •Лекция №25
- •Лекция №26
- •Основы ингибирования процесса гидратообразования
- •Ликвидация гидратов природных газов в газопроводах
- •Метод снижения давления в газопроводе
- •Метод устранения гидратов повышением их температуры
- •Устранение гидратных пробок с использованием
- •Метод сублимации гидрата
Оборудование газлифтных скважин
Оборудование газлифтных скважин аналогично оборудованию фонтанных. На устье устанавливается упрощенная фонтанная арматура, обвязка которой зачастую позволяет подавать газ в затрубное пространство и в НКТ. На рисунке 5 приведена принципиальная схема газлифтной установки Л.
Рисунок 5. Принципиальная схема газлифтной установки Л.
1 – фонтанная арматура; 2 – скважинные камеры; 3 – газлифтные клапаны; 4 - пакер; 5 – приёмный клапан.
В настоящее время используются комплектные газлифтные установки для непрерывного компрессорного газлифта типа Л и для наклонно-направленных скважин типа ЛН. Например, Л - 60Б - 210, где 60 - условный диаметр колонны подъёмных труб, мм (60; 73; 89 мм); Б - условный наружный диаметр газлифтных клапанов (А, Б, В - соответственно диаметры 38, 25 и 20 мм); 210 - рабочее давление, кг/см2 (21 МПа). Эти установки обеспечивают автоматический пуск и освоение скважин, стабильную работу в заданном режиме, возможность перехода с фонтанной эксплуатации на газлифтную без подъёма НКТ и возможность спуска в НКТ до забоя любого технологического оборудования (манометров и др.).
Установки типа Л относятся к газлифтным установкам полузакрытого типа ( после посадки пакера башмачный клапан палает на забой и полностью открывается проход колонны подъёмных труб) включают фонтанную арматуру АФКЗа – 65 - 210 и скважинное оборудование – скважинную камеру, газлифтный клапан, пакер и приёмный клапан.
В таблице 2 приведена краткая техническая характеристика газлифтных установок серии Л
Таблица 2. Основные параметры газлифтной установки серии Л
Показатель |
Тип газлифтной установки |
|||
Л-60А-210-118 |
Л – 60Б - 210 - 136 |
Л-73Б-210 - 140 |
Л-73А-73Б -210 - 122 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
Условный диаметр эксплуатационной колонны, мм |
146 |
168 |
168 |
146 х 168 |
Условный диаметр колонны подъёмных труб, мм |
60 |
60 |
73 |
73 |
Максимальный отбор жидкости, м3/сут |
100 - 120 |
100 - 120 |
250 - 300 |
250 - 300 |
Рабочее давление, МПа |
21 |
21 |
21 |
21 |
Условный диаметр газлифного клапана, мм |
38 |
25 |
25 |
38х25 |
Максимальная глубина спуска, м |
2500 |
2500 |
2500 |
5000 |
Масса скважинного оборудования, кг |
404 |
221 |
274 |
447 |
Пуск газлифтной скважины в эксплуатацию
Для ввода в работу новых и отремонтированных скважин осуществляют их пуск. Пуск скважины заключается в вытеснении жидкости газом в линии газоподачи до башмака подъёмных труб методом продавки и ввода газа в подъёмные трубы.
Пусковое давление
Перед пуском скважина (рис. 5) заполнена жидкостью (дегазированной нефтью, водой или другой жидкостью глушения). Уровень её в скважине соответствует пластовому давлению. Для общности рассмотрения принят двухрядный подъёмник.
Наибольшее давление газа, которое возникает при пуске, называют пусковым давлением Рп. Давление закачки газа в процессе эксплуатации скважины называют рабочим давлением Рр, причём Рп > Рр. Это обусловлено следующим:
- пуск осуществляется при статическом уровне hст, а работа - при динамическом hд < hст (депрессия уровня Δh0 = hст – hд); соответственно погружение труб под уровень – h1 < h;
- в подъёмных трубах уровень повышается на высоту Δh и на момент поступления газа в НКТ условное погружение составляет h + Δh > h > h1.
Рис. 5. Схема для расчёта пуска скважины в эксплуатацию методом продавки сжатым газом (а) и изменение давления закачиваемого газа на устье во времени при пуске (б)
При пуске вытесняемая жидкость в основном перемещается в подъёмные трубы и затрубное пространство и частично поглощается пластом. Достигнув башмака подъёмных труб, газ поступает в них, и расширяясь, всплывает.
Плотность газожидкостной смеси уменьшается, уровень её повышается до устья, после чего происходит выброс части жидкости, уровень жидкости в затрубном пространстве снижается ниже hст, начинается приток жидкости из пласта. При достаточном расходе газа скважина выходит на рабочий режим.
В процессе снижения уровня жидкости в линии газоподачи до башмака подъёмных труб и повышения уровня смеси в подъёмных трубах до устья давление газа на устье монотонно увеличивается до наибольшего значения Рр. При выбросе жидкости оно резко уменьшается и после нескольких колебаний, обусловленных инерционностью потоков в системе пласт - скважина, выходит на уровень Рр при непрерывном и достаточном расходе газа. В «сухих» скважинах (отсутствие гидродинамической связи скважины с пластом, пласт непродуктивный) оно снизилось бы до значения потерь давления на трение газа (см. пунктирную линию на рис. 5, б).
При пуске скважины создается нарастающая во времени репрессия давления, достигающая значения
, (4)
где ρ - плотность скважинной жидкости;
g - ускорение свободного падения.
Под действием этой репрессии происходит поглощение жидкости пластом с расходом, который определяется продолжительностью продавки (темпом подачи газа), упругими процессами перераспределения давления в пласте и состоянием призабойной зоны (коэффициентом продуктивности). Если призабойная зона загрязнена, то в пласт уходит очень мало жидкости. Пренебрегая потерями давления на гидравлическое трение, можно записать пусковое давление у башмака подъёмных труб
(5)
Неизвестное повышение уровня Δh можно оценить из уравнения баланса (равенства) объёмов жидкости, вытесненной из кольцевого пространства Vк, перемещенной в сообщаемые с атмосферой трубное и затрубное пространства Vт и ушедшей в пласт Vпл:
(6)
откуда
(7)
где ψп = Vпл/Vк - коэффициент, характеризующий поглощение жидкости пластом (доля поглощенной жидкости от всей вытесненной).
Так как Vт = (Fт +Fз) · Δh, Vк =Fк h, то уравнение (7) запишем
(Fт +Fз) · Δh = Fк · h(1 – ψп) (8)
откуда
(9)
где Ft, Fk, Fз - площади поперечного сечения соответственно трубного, кольцевого и затрубного пространств.
Тогда пусковое давление
где - коэффициент, определяемый соотношением площадей сечений и долей поглощенной жидкости.
При центральной системе подачи газа в формуле (10) величины Fk и Ft следует поменять местами, а для однорядного подъёмника принимают Fз = 0. В формуле (10) площади часто выражают через диаметры труб. Для однорядного подъёмника неучёт толщины стенки труб вносит погрешность менее 5%.
Из анализа формулы (10) следует:
- при ψп > 0, то есть при частичном поглощении жидкости пластом, Рп меньше, чем при отсутствии поглощения (ψп = 0);
- при ψп = 0 определяем Рп с расчётным запасом; в зависимости от соотношения площадей сечений применяемых труб величина mп может изменяться от 1,13 до 8,49, причём большие значения соответствуют однорядному подъёмнику кольцевой системы, средние - двухрядному и наименьшие - однорядному центральной системы;
- при ψп → 1 (полное поглощение) Pп → h· ρ·g; приблизиться к этому можно при очень медленных темпах подачи газа и соответственно большой продолжительности процесса продавки.
Продолжительность процесса продавки можно оценить отношением объёма кольцевого пространства V'к = Fк ·L к расходу закачиваемого газа, приведенному по уравнению Менделеева - Клапейрона к давлению и температуре в скважине. В литературе имеются более точные уравнения, описывающие изменение давления закачиваемого газа во времени с учетом поглощения жидкости пластом.
Если при пуске уровень жидкости в подъёмных трубах достигнет устья раньше, чем газ подойдет до башмака подъемных труб, и начнется перелив жидкости с противодавлением на устье P2 (например, в нефтесборную линию), то максимально возможное пусковое давление (при h +Δh = L) запишется
(11)
Таким образом, всегда Рп > Pп max.