Газлифтные скважины

В газлифтных скважинах или скважинах с пакером ингибитором вытесняют добываемую среду в пласт через насосно-компрессорные трубы или опускают на забой скважины желонку с раствором ингибитора. [c.141]

В настоящее время в эксплуатацию может быть пущена одна газовая скважина 60 с дебитом 150 тыс. м сут. Расчеты на ЭВМ Минск-22 по методике ВНИИнефть показали, что при переводе опытного участка из трех нефтяных скважин (59, 64, 69) на газлифтную добычу расход рабочего агента составит 14 мли. м /год. Следовательно, газовая скважина, подобная скважине 60, сможет обеспечить рабочим агентом И таких средних газлифтных скважин. Это позволит увеличить годовой отбор нефти на 160 тыс. м что составляет 5,5 млн руб. экономии. [c.22]

Башмачное давление в отдельных газлифтных скважинах может достигать 4 МПа. Для надежного запуска газлифтных скважин с помощью пусковых клапанов или способом одновременного нагнетания нефти и газа необходимо иметь еще 0,3— [c.22]

С учетом потерь давления в газовых линиях, газораспределительной будке, газлифтной скважине и в отверстиях рабочих клапанов на устье газовой скважины необходимо поддерживать давление 5 МПа. [c.22]

Как видно из табл. 1, при отборе из газовой залежи 150 тыс. м сут. работу 11 газлифтных скважин можно обеспечить в течение 30 лет. [c.22]

Показатели разработки III пласта при отборе 150 тыс. м сух для обеспечения работы 11 газлифтных скважин [c.23]

Показатели разработки III пласта при отборе 300 м сут для обеспечения работы 22 газлифтных скважин [c.23]

Для газлифтных скважин подача ингибитора может, кроме того, осуществляться непрерывным или периодическим его распьшением через форсунку. [c.178]

Приобретает немаловажное значение возможность подключения различных первичных измерительных устройств (вибрационно-массовых расходомеров, плотномеров, датчиков расхода электроэнергии и др.), локальных устройств управления, блоков местной автоматики, разработанных и усовершенствованных в 50 - 60-е годы. В связи с этим по результатам исследований была разработана автоматическая система управления (стабилизации) режимами работы группы газлифтных скважин. [c.11]

Ввиду того, что степень дисперсии воды в нефти зависит от той пропорции, а которой эпи две жвдкости смешаны между собой, при малом количестве воды нефть эмульгируется скорее и полнее, чем при большом. Благодаря вводу в эмульсию внутренней фазы, взятой в избытке,—можно её разрушить исходя из этого соображения, иногда бывает полезно вводить вод-у в фонтанные и газлифтные скважины, дающие малые количества воды, целиком переходящей в эмульсию. Можно вводить воду в линию до штуцера в количествах, равных или даже превышающих количество добываемой нефти. Вследствие большого удельного Ш веса и по ряду других причин целесообразнее вводить солёную, а не пресную воду. [c.18]

Стирлинг [13] указывает случай, когда в газлифтной скважине, С дававшей от 5 до 20% воды, образование эмульсии было умень-Щ шено в результате увеличения содержаиия воды в извлекаемой из скважины жидкости. , [c.18]

На одной из газлифтных скважин в результате ввода реагента в скважину с газом потребный напор газа был снижен приблизительно на 6,3 ат, а добыча была повышена приблизительно на 15,8 м в сутки. Нефть, добываемая из этой скважины, превратилась из тяжёлой, вязкой эмульсии в сравнительно лёгкую жидкость с количествам, эмульсии от 8 до 10%, легко поддающуюся электрической дегидрации после добавления небольшого количества реагента. [c.97]

Газлифтные скважины, как и фонтанные, оборудованы на-сосно-компрессорными трубами (НКТ), диаметры которых колеблются от 25 до 100 мм (обычно 50 и 62 мм) [40]. [c.219]

Для этого проводят сначала расчёт газлифтной скважины, т.е. определяют количество и давление подаваемого в скважину газа, рассчитывают диаметр труб, расстояние от устья скважины до места ввода в НКТ. [c.219]

По результатам расчётов строятся графики режима работы газлифтной скважины. Затем выбирается оптимальный вариант, который позволит с наименьшими энергетическими и материальными затратами отбирать из продуктивного пласта необходимое количество нефти, при этом соблюдая определенные соотношения в отборах нефти и воды (по содержанию воды в продукции скважины), что предотвратит преждевременное обводнение продуктивной площади. [c.219]

С помощью электронагревателя были ликвидированы многие гидратные пробки в газлифтных скважинах при длине пробок до 500 м. [c.141]

ТР1-2 Ввод газлифтной скважины. То же. [c.179]

Непрерывный, скорее чем периодический газлифт, рекомендуется для большинства газлифтных скважин, эксплуатация которых может обеспечиваться эффективно таким образом. Непрерывный газлифт также рекомендуется для следующих условий [c.186]

Оборудование газлифтной скважины почти не отличается от оборудования фонтанных скважин, только в НКТ устанавливают газлифтные клапаны для подачи газа в жидкость, поступающую из пласта. [c.15]

РАЗЛИЧНЫЕ ПОСТАНОВКИ ЗАДАЧ РАСЧЕТА ГАЗЛИФТНОЙ СКВАЖИНЫ [c.3]

К числу основных проблем, связанных с газлифтным способом добычи нефти, в первую очередь относится проблема установления оптимального технологического режима работы газлифтной скважины. [c.3]

При газлифтном и компрессорном способе добычи нефти химические реагенты, подаваемые в скважину, должны способствовать повышению к. п. д. газлифтного подъемника. Структуры, обеспечивающие минимальный удельный расход рабочего газообразного агента, а следовательно, высокий к. п. д. подъемника, создаются механическим диспергированием газа в потоке добываемой нефти. Устойчивость подобных диспергированных смесей достигается добавлением пенообразующих поверхностно-активных веществ, которые формируют достаточно прочные границы раздела газ — нефть при небольших значениях поверхностного натяжения. Этот метод приемлем лишь в безводных и малообводненных (до 5%) скважинах либо, наоборот, в сильно обводненных (95 %) газлифтных скважинах. [c.29]

Для того чтобы можно было использовать газ III пласта Пашнинского газоконденсатного месторождения в качестве рабочего агента для газлифтных скважин, необходимо рассмотреть его энергетические возможности. Это тем более важно, что газовый пласт, газовая скважина, газопроводы, газлифтная скважина должны представлять единую газогидродинамическую систему. [c.22]

С увеличением же отборов газа в два раза, т. е. до 300 тыс. м 3/сут., для обеспечения работы 22 газлифтных скважин наблюдается резкое падение давления (табл. 2) и срок работы этих скважин составит всего лишь 6 лет. Поэтому с увеличением фонда газлифтных скважин свыше 11 срок их эксплуатации составит менее 30 лет. Поэтому ввод одновременно двух скважин только с целью увеличения фонда газлифтных скважин с 11 до 22 является нерациональным. Однако скважина 60 находится вблизи внешнего контура газоносности и будет после непродолжительной эксплуатации обводнена. Поэтому необходимо подготовить еще одну из газовых скважин, близлежащую к сводовой части, например, скважины 58, 62, используемые ныне как нефтяные. Лучше же провести новую газовук> скважину в купольной части П1 пласта. Эта скважина будет иметь лучшую газогидродинамическую характеристику и сможет обеспечить работу тех же газлифтных скважин в течение более длительного периода. Кроме того, она обводнится позже остальных газовых скважин, так как будет расположена выше по структуре. [c.23]

В статье приведены результаты определений верхней и нижпей границы образования гидратных пробок в газлифтных скважинах Правдинского месторождения. Отмечается, что интервалы существования гидратов совпадают с зоной аномалий температуры пластов в разрезе скважин. Описаны физические свойства гидратов и результаты лаборв- торных определений их свойства, [c.114]

Технология проаедепия обработок фонтанных и газлифтных скважин [c.116]

Коррозия и шероховатость внутренних стенок выкидных линий часто создаёт достаточно сильную для образования эмульсии турбулентность потока жидкости. На многих газлифтных скважинах на побережье Мексиканского залива, где извлекается от 25% до 80% воды, отложения на стенках трубопроводов, состоящие главным образом из карбоната кальция, способствуют увеличению плотности эмульсии. На одной из таких скважин деэмуль-сация нефти обходилась настолько дорого, что было признано более выгодным заменять по мере необходимости обросшие отложениями трубы но54>1ми. Стабильность эмульсии увеличивалась при увеличении количества отложений в трубах. [c.29]

На фонтанных и газлифтных скважинах всегда имеется под рукой достаточное количество газа, который утилизируется для питания ротатив ных газовых двигателей дозирующих асосо<в. УстанО Вка с епосредстве нным приводом асоса от ротативного двигателя изображена на фиг. 10, А. На фигуре 10, В показана такая же установка с ременной передачей. [c.49]

Фортайн [39] указывает, что в некоторых газлифтных скважинах вредное влияние на растворимый в воде реагент оказывает газ, находящийся под высоким давлением, и что реагеит следует диспергировать в нефти в качестве увлекающей среды. Однако, как правило, лучшие результаты даёт использование воды в качестве увлекающей среды и современная тенденция в технике деэмульсации состоит именно в применении воды во всех случаях независимо от того, растворим или нет в ней данный реагент. По данным Сёрфлю [ 16], расход реагента на деэмульсацию нескольких газлифтных скважин внутрискважинным методом был снижен на 35% в результате использования для разбавления химикалий не нефти, а воды. [c.94]

Помимо предстБращения эмульеации или уменьшения степени её, вводимый реагент помогает добыче чисто механически и повышает экономичность эксплоатации скважин, дающих эмульсии бол ьш ой вязкости. Для газлифтных скважин хорошие результаты даёт ввод реагента в скважину вместе с газом, так как при этом сильно снижается вязкость эмульсии и тем самым уменьшается трение в трубах. С уменьшением трения может быть соответственно снижено и давление вводимого газа. На некоторых газлифтных скважинах ввод реагента в скважину вызывается простой необходимостью, так как ввиду высокой вязкости эмульсии зксшюата-ция скважины без этого оказывается невозможной. [c.97]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология