<< < предыдущая 1 2 3 4 / 4 4

Минимальное забойное давление

Дата: 2025-05-01; Просмотры: 2

Оценка:

0.00 из 5.00 — оценок

Скачиваний: 0

Нередко фонтанные скважины эксплуатируются при забойном давлении, большем давления насыщения. В этих случаях, а также при проектировании способов эксплуатации скважин необходимо рассчитывать минимальное забойное давление фонтанирования.

Процесс фонтанирования за счет растворенного газа, выделяющегося из нефти, возможен при соотношении удельного объема свободного газа в подъемнике (названного эффективно действующим газовым фактором G _эф) и удельного объема газа, потребного для работы подъемника на оптимальном режиме R _опт: G _эф ≥ R _опт . (7.58)

В реальных условиях процесс фонтанирования, можно осуществить следующим образом:

Р_заб < Р_нас, (7.59) или Р_заб ≥ Р_нас. (7.60)

1. Для случая (7.59) минимальное забойное давление находится из формулы условия фонтанирования:

Случай, когда забойное давление выше или равно давлению насыщения – условие (7.60);башмак фонтанного подъемника спускают на глубину Н_{б макс}, соответствующую давлению насыщения Р_нас (в этом случае коэффициент естественной сепарации свободного газа может быть принят нулевым σ_ф = 0).

Воспользуемся схемой, приведенной на рис. 7.1б. Запишем следующее выражение:

, (7.66)где - средняя плотность жидкости в интервале «забой-прием (башмак)», кг/м³. В этом случае пренебрегается потерями на трение при движении продукции в интервале «забой-прием».

Точное выражение можно записать так:

, где Р_тр – потери на трение

Далее находится и подставляется в формулу (7.66) и далее записывается окончательная формула для :

17. Связь пласта и подъемника. Установление режима работы фонтанных скважин.

Пример регулировочных кривых:

18. Газлифтный способ эксплуатации. Область применения и схемы газлифта. Пуск газлифтных скважин в эксплуатацию. Пусковое давление. Расчет пускового давления.

Газлифт-подъем продукции скважин на дневную поверхность с помощью потенциальной энергии газа.

В качестве рабочего агента испольуется газ, отбираемый, например, из газовой залежи (природный газ) или попутно-добываемый (нефтяной газ).

Различают два принципиальных типа газлифтной эксплуатации:

1. Непрерывный газлифт.((высокая продуктивность скважины)

2. Периодический газлифт.

Классификация газлифтных скважин может быть выполнена по

нескольким признакам:

1. По характеру ввода рабочего агента

— прямая закачка;

— обратная закачка.

2. По количеству колонн НКТ

— однорядный подъемник; НЕДОСТАТКИ: возможность образования песчаной пробки на забое,достаточно высокое пусковое давление, т.к. необходимо оттеснять уровень жидкости взатрубном пространстве при пуске скважины до башмака подъемника; возможность работы подъемника с пульсациями.)

Устранение некоторых недостатков такой схемы возможно

— двухрядный подъемник;(для скважин с определенными осложнениями (пескообразование),когда продукция представлена коррозионно-активными компонентами, а также в случае недостаточно высокого качества подготовки закачиваемого газа (повышенное влагосодержание газа и содержание в нем корродирующих компонентов).

— полуторарядный подъемник (лифт Саундерса).

3. По типу используемой энергии рабочего агента

— компрессорный;

— бескомпрессорный.(Если в разрезе нефтяной скважины имеетсягазовый пропласток (или газовая шапка)

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).