ФНГ / РЭНГМ / Компрессорная эксплуатация скважин.
(автор - student, добавлено - 6-05-2014, 10:43)
Компрессорная эксплуатация скважин.
Компрессорную эксплуатацию скважин можно рассматривать как искусственное продолжение процесса фонтанирования. При этом способе эксплуатации дополнительно к пластовому газу в скважину подводится с поверхности газ или воздух, сжатый на компрессорной станции (рис.25а). Если подводится углеводородный газ, то способ эксплуатации называют газлифтным, если воздух - эрлифтным. Изображенная на рис. 25а схема работы компрессорного подъемника называется кольцевой однорядкой. Эта схема довольно часто применяется в промысловой практике. На рис. 25б показана также часто применяемая схема двухрядного кольцевого компрессорного подъемника. В этом случае в скважину спускаются два ряда концентрически расположенных труб; трубы наружного ряда называют воздушными, а внутреннего - подъемными. При установившейся работе скважины, оборудованной двухрядным лифтом уровень жидкости в затрубном пространстве (между воздушными и обсадными трубами) устанавливается в одном положении. Этот уровень называют динамическим (hдин).
 (4.2)
где g - средний удельный вес жидкости. При остановке жидкость затрубья поднимается до статического уровня (hст). Пластовое давление - давление на забое в период простоя:
 (4.3)
Дисперсия давления, при которой эксплуатируется скважина:
 (4.4)
Как видно, Dр есть функция от (hст- hд). Этим пользуются при исследовании скважин, т.е. Dр определяется путем измерения hст и hд. Эффективность компрессорного подъемника зависит от глубины 1 (погружения подъемных труб под статический уровень). При малом значении 1 закачиваемый газ может прорываться через столб жидкости, не производя полезную работу. Кроме того, способность газа поднять жидкость по трубе, зависит еще от диаметра труб (dтр), от расхода нагнетания газа (Qr) и от вязкости жидкости (mж). Чем меньше dтр, и чем больше mж и Qr, тем на большую высоту способна подняться жидкость в НКТ. При подборе режима работы (эксплуатации) стремятся к тому, чтобы скважина устойчиво работала с заданным дебитом при минимальном расходе газа на одну тонну добываемой нефти.
 При однорядном подъемнике (рис. 25а)
 (4.5)где Рбаш - давление у башмака (нижнего среза НКТ), 1¢ - расстояние от пласта до башмака. Из (4.2): , тогда
 (4.6)Преимущества двухрядного подъемника (рис 25б). 1.Меньшая пульсация в работе (сечение поперечного кольцевого пространства, по которой подается газ, меньше, имеется буферный столб в за-трубном пространстве как амортизатор). 2. Вынос песка из скважины больше, т.к. период продувки меньше. 3. Негерметичность затрубного пространства не влияет на работу подъемника. Недостатки двухрядного подъемника - это дороговизна, из-за наличия двух рядов труб. Полуторарядный подъемник (рис. 25в) имеет все преимущества двухрядного и стоимость ниже, чем у двухрядного подъемника. Закачка рабочего агента не обязательно должна осуществляться через затрубное или кольцевое пространство. Иногда она производится через центральные трубы, а жидкость поднимается по кольцевому или затрубному пространству. Такая схема подъемника называется центральной. Преимущество ее в том, что она обеспечивает возможность эксплуатации скважины с высокими дебитами. Недостатком центральной системы является возможность истирания соединительных муфт подъемной колонны при наличии в продукции скважины песка. Центральная схема эксплуатации - когда газ подается в центральную трубу. Преимущество - возможность эксплуатации при больших дебитах, недостаток - износ муфт песком. Похожие статьи:
|
|