Природными режимами залежи нефти и газа – называют совокупность естественных сил, которые обеспечивают перемещение нефти или газа в пласте к забоям скважины. В нефтяных залежах к основным силам, перемещающим нефть в пласте, относят:
6. Напор контурной воды под действием ее массы.
7. Напор контурной воды в результате упругого расширения породы и воды.
8. Давление газа газовой шапки.
9. Упругость выделяющегося из нефти ранее растворенного в ней газа.
10. Сила тяжести нефти.
При преобладающем проявлении одного из названных источников энергии соответственно, различают режимы нефтяных залежей:
14. Водонапорный.
15. Упруговодонапорный.
16. Газонапорный (режим газовой шапки).
17. Режим растворенного газа.
18. Гравитационный.
В газовых и газоконденсатных залежах источником энергии являются: давление под которым находится газ в пласте и напор краевых пластовых вод. Соответственно различают газовый и упруговодонапорный режимы.
3
Возвратно-поступательное движение плунжера насоса и колонны насосных штанг осуществляется при помощи станка качалки балансирного типа. У них колонна штанг подвешивается к балансиру, который приводится в движение кривошипно-шатунным механизмом от двигателя, установленного на раме станка качалки.
Существует несколько типов уравновешивания станков качалок:
1. Балансирное уравновешивание.
 |
1. Технологические схемы вызова притока с помощью компрессора.
2. Стадии разработки нефтяных залежей и месторождений. Основной период разработки, его общая характеристика.
3. Расчет производительности глубинной насосной установки.
4. Основные принципы размещения предприятий нефтяной промышленности, производственная программа нефтегазодобывающих предприятий и методы ее определения.
1
Процесс пуска компрессорной скважины в эксплуатацию состоит в вытеснении жидкости газом из газовых труб, и подводе нагнетаемого газа к нижнему концу этих подъемных труб для разгазирования столба жидкости находящегося в этих трубах. Процесс пуска скважины оборудованной двухрядным лифтом происходит так. До начала пуска скважины уровень жидкости в подъемных трубах и в обоих кольцевых пространствах находится на одинаковой высоте. При нагнетании газа в пространство между газовыми и подъемными трубами жидкость будет оттесняться вниз и выходить частично в подъемные трубы и затрубное пространство и частично поглощаться пластом. Давление на выкидке компрессора достигнет наибольшей величины, когда жидкость в кольцевом пространстве понизится до конца подъемных труб. Такое давление называется пусковым. Как только газ дойдет до башмака подъемных труб и проникнет в них он станет поднимать столб жидкости частично газируя его. Пусковые давления могут достигать весьма большой величины. Основные методы снижения пусковых давлений:
1. Метод постепенного допуска подъемных труб. Подъемные трубы сначала опускаются на такую глубину при которой давление установленного компрессора способно продавить столб жидкости из скважины. После первой продавки часть жидкости будет удалена и уровень в ней понизится.
2. Метод продавливания жидкости в пласт. В подъемные трубы и кольцевое пространство одновременно нагнетают газ до максимального давления компрессора и оставляют скважину под давлением закрыв задвижку на несколько часов. Жидкость из скважины перетечет в пласт.
3. Метод поршневания. Жидкость удаляется из скважины при помощи поршневания.
4. Метод переключения лифта с центральной системы на кольцевую. Пусковое давление при лифте центральной системы значительно ниже чем при лифте кольцевой системы, поэтому скважину пускают сначала по центральной системе, а после продавки начинают нагнетать газ в кольцевое пространство.
5. Метод одновременного нагнетания в скважину нефти и газа. Сначала закачивают нефть в затрубное пространство, а после восстановления циркуляции в струю нагнетают сжатый газ сначала в малых количествах, а потом все увеличивая и наконец полностью переходят на нагнетание газа.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.