Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 [ 180 ] 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 229 230 231 232 233 234 235 236 237 238 239 240 241 242 243 244 245 246 247 248 249 250 251 252 253 254 255 256 257 258 259 260 261 262 263 264 265 266 267 268 269 270

8.4. МЕТОДЫ СНИЖЕНИЯ ПУСКОВОГО ДАВЛЕНИЯ

Численная величина пускового давления может бьггь самой различной, а иногда достигать достаточно высоких значений. В нефтепромысловом хозяйстве может отсутствовать компрессорная техника с созданием соответствующего пускового давления, хотя известны системы газлифтной эксплуатации с двумя газовыми линиями:

- линия с рабочим давлением,

- линия с пусковым давлением.

Давление газа в линии с пусковым давлением существенно выше такового в линии с рабочим давлением. При пуске газлифтной скважины она подключается к линии с пусковым давлением, а после запуска скважины - переключается на линию с рабочим давлением. Эта операция осуществляется на газораспределительном узле. Совершенно очевидно, что такая система удорожает всю газлифт-ную систему и требует дополнительного обслуживания.

Предпочтительным является подход, базирующийся на снижении величины пускового давления. Анализ общей зависимости пускового давления (8.10) показывает, что снижение пускового давления возможно при:

- поглощении жидкости пластом (К>0);

- снижении погружения башмака под уровень жидкости (hj;

- снижении плотности жидкости (р);

- снижении Д в сравнении с/, т.е. при подборе соответствующих диаметров колонн НКТ.

В настоящее время на практике используют следующие методы снижения пускового давления. Метод задавки жидкости в пласт

Этот метод дает положительные результаты для скважин с высокими фильтрационно-емкостными характеристиками пласта, т.е. тогда, когда при репрессии жидкость быстро поглощается пластом. Если обозначить максимальный объем жидкости в скважине через

макс (пренебрегая толщиной стенок колонн НКТ, спущенных в скважину), то при известных глубине скважины L, начальном статическом уровне и внутреннем диаметре скважины D максимальный объем жидкости таков (м):

ж.„а.с = 0.785 Dl (4 -Н)[мЦ . (8.22)

С момента начала задавки жидкости в пласт, например, за счет подачи в скважину компримированного газа при давлении закачки Р, статический уровень жидкости возрастает и его положе-

ние зависит от времени закачки t, т.е. = f(t). Совершенно очевидно, что и объем жидкости в скважине снижается во времени, T.e.F=/(0:

(О = 0,785Д„ [4 - Я„ (0] [м]. (8.23)

При рассмотрении данного вопроса принимаем, что:

- закачка газа ведется по всему сечению скважины;

- потери на трение, равно как и вес газа, не учитываются;

- коэффициент приемистости скважины К не зависит от давления, т.е. К = const;

- давление закачки газа Р постоянно.

Задавка жидкости в пласт возможна за счет создаваемой в процессе закачки газа репрессии АР:

АР (О = [4 - Я„ (0]Рж§ + Лак - Лл [Па], (8.24)

где р - плотность продукции скважины, кг/м; Р - пластовое давление. Па; Лак - давление закачки газа, Па.

При АРр(0 = О задавка жидкости в пласт прекращается, а статический уровень достигает своего максимального значенияЯД?). Определим эту величину. Перепишем выражение (8.24) для этого случая:

"4 - (0]РЖ§ + Лак - пл = о ,

откуда

я„(0 = 4-"

Рж§

[М].

(8.25)

Максимальный объем жидкости, поглощенный пластом в процессе задавки, равен разности выражений (8.22) и (8.23) при подстановке в (8.23) вместо Я(?) выражения (8.25). В результате:

= 0,785Д„

Р -Р

Рж§

(8.26)

Обозначая подачу компрессора при закачке газа через [mVmhh] и принимая ее постоянной во времени, рассчитываем время закачки t.

f ж.погл

0,785Di

Р -Р

LU 11Л зак с --"сто--

Рж§

[мин]. (8.27)

Как следует из (8.26), максимальный объем жидкости в скважине, рассчитываемый по (8.22), может быть задавлен в пласт при условии Р„>Р.

Динамика задавки жидкости в пласт в функции времени может быть рассмотрена исходя из следующего. Объем поглощаемой пластом жидкости во времени (О таков:

K.nU() = K...-K{t) К]. (8.28)

Подставляя в (8.28) выражения (8.22) и (8.23), получим:

Ужпо.. (0 = 0,785 [я,., (О - -fc. о ] [м]. (8.29)

Динамика поглощения жидкости пластом такова:

ж.по,ЛО = „р-АРЛО- М, (8.30)

где ATjip - коэффициент приемистости скважины, м7(минПа); t - текущее время, мин.

Подставляя в (8.30) выражения (8.24) и (8.29), получаем:

;я„ (О- я„ о ] = о7{[с - н,. (0]Рж5+д. - л.} • t .(8.31)

Данное выражение позволяет рассчитывать динамику поглощения жидкости пластом во времени, если задаться законом изменения во времени статического уровня Я (t).

После задавки жидкости в пласт прекращают закачку газа и стравливают имеющийся в скважине газ, что приводит к снижению забойного давления, возникновению депрессии, и скважина запускается в работу. Метод является достаточно простым и эффективным.

Метод свабнрования

Метод базируется на снижении погружения бащмака подъемника под уровень жидкости за счет спуска в НКТ современного сваба с большой длиной хода и отбора определенного объема жидкости из скважины с последующей закачкой компримированного газа. При свабировании понижается погружение и, как это следует из формулы пускового давления, величина этого давления снижается.

Метод последовательного допуска труб

Может быть применен в скважинах с низким коэффициентом продуктивности, является достаточно трудоемким и, в определенной степени, опасным. Суть этого метода заключается в следую-