Газлифтная эксплуатация

Другим источником рабочего агента для газлифтной эксплуатации может быть газ газопровода Сияние Севера , Однако он проходит в 90 км от месторождения. В [4] же указывается, что при нахождении источника рабочего агента на расстоянии свыше 40 км использование газа для газлифта становится экономически нецелесообразным. [c.22]

В соответствии с Основными направлениями экономического и социального развития СССР на 1981—1985 годы и на период до 1990 года расширено применение теплового и термохимического воздействия на призабойную зону скважин, гидравлического разрыва пластов, повсеместно внедряются прогрессивный способ газлифтной эксплуатации, высокопроизводительные погружные электронасосы. [c.5]

Сухой газ используют в качестве топлива в различных энергетических установках. В последнее время нефтяной газ применяют в качестве рабочего агента при газлифтной эксплуатации нефтяных скважин, а также для закачки в продуктивные пласты с целью поддержания пластового давления и увеличения коэффициента нефтеотдачи. [c.25]

Анализ нефтепромысловой практики применения методик подбора скважинного глубинного оборудования (расстановки клапанов при газлифтной эксплуатации скважин, плунжерных насосов (ШГН), электроцентробежных насосов (ЭЦН) и других) показывает, что качество подбора оборудования определяется полнотой учета в этих методиках свойств скважинной продукции при термобарических условиях откачки. Совершенно очевидно, что научно обоснованное проектирование системы обустройства промыслов, оценка пропускной способности существующих объектов промыслового обустрой- [c.204]

Если давление в пласте низковато для фонтанирования нефти, то применяется компрессорная (газлифтная) эксплуатация скважин. При этом способе в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорными трубами при помощи компрессора нагнетается сжатый природный газ под давлением до 5 МПа. [c.35]

Принцип газлифтной эксплуатации заключается в подъеме нефти на поверхность за счет сжатого газа, нагнетаемого в колонну подъемных труб. При этом по одному каналу в скважину нагнетают газ, а по другому — поднимают на поверхность нефть. [c.219]

Решить эту задачу можно созданием промежуточного кольца, изменяющего свои размеры в зависимости от зазора или применением конструкции соединения насосно-компрессорных труб, предусматривающих упор торцов в муфтовом соединении. Это решение наиболее радикально и имеет эксплуатационные преимущества. Например, такие трубы могли бы значительно улучшить условия плунжерной газлифтной эксплуатации скважин, уменьшить количество обрывов скребковой проволоки при исследовании скважин, облегчить борьбу с коррозией в местах соединения за счет прокладок на торцах и т. д. [c.189]

Получивший в довоенное время довольно широкое распространение способ добычи нефти при помощи газлифта (или эрлифта) не нашел дальнейшего развития в послевоенный период. Начиная с 1946 г. в нефтяной промышленности наметилась ярко выраженная тенденция к сокращению компрессорного способа добычи нефти. Уже к 1960 г. удельный вес компрессорного способа в общесоюзной добыче нефти составил 2,3% вместо 21,3% в 1950 г. Работы по совершенствованию газлифта и повышению его эффективности фактически были прекращены, что отрицательно сказалось на техническом перевооружении отрасли, когда на ряде месторождений (особенно в условиях Западной Сибири) внедрение газлифтной эксплуатации оказалось эффективным по сравнению с другими способами добычи. [c.132]

Современные системы компрессорного газлифта вместо громоздких компрессорных станций предусматривают применение компактных станций в модульном исполнении с использованием центробежных компрессоров с приводом от газовых турбин. Газовые турбины в настоящее время уже имеют сравнительно высокие КПД (до 0,34-0,36), а при использовании для энергетических целей теплоотводящих газов КПД газотурбинных установок может достигнуть 0,46-0,48, т.е. выше КПД самых современных конденсационных электростанций. Поэтому использование газовых турбин в качестве привода компрессоров для систем непрерывного газлифта, а также для обеспечения электроэнергией отдельных месторождений привлекательно для условий Западной Сибири, где в настоящее время значительные объемы нефтяного газа сгорают в факелах. Конечно, по мере роста обводненности месторождений, эффективность газлифтной эксплуатации резко падает, но использо- [c.132]

В 1914 г. проф. М.М. Тихвинский предложил способ закрытой газлифтной эксплуатации скважин. Под названием "газлифт" этот способ был применен в США лишь спустя 10 лет. В начале XX в. на бакинских нефтяных промыслах были проложены газопроводы диаметром 410 мм и длиной в несколько километров. Газопровода такого большого диаметра в то время не было ни в одной другой стране. Приоритет в строительстве газопроводов наибольшего диаметра (1420 мм) Россия сохраняет и в настоящее время. [c.230]

Рис. 2.9. Распределение давления по стволу скважины при газлифтной эксплуатации

Современная технология газлифтной эксплуатации базируется на однорядных лифтах кольцевой системы, оборудованных пусковыми и рабочими клапанами и пакером на конце подъемных труб (рис 87). Назначение пакера —разобщение призабойной зоны скважины от затрубного пространства с целью обеспечения более плавной и спокойной (без пульсации) работы скважины. [c.163]

Подъем и посадку клапанов можно осуществлять в процессе эксплуатации скважины. Скважину для газлифтной эксплуатации можно оборудовать после бурения и вскрытия эксплуатационного объекта насосно-компрессорными трубами с установленными между ними эксцентричными камерами с глухими (ложными) клапанами, По окончании фонтанирования или снижения буферного давления эти клапаны заменяют рабочими. [c.164]

При газлифтной эксплуатации наиболее часто применяют трубы диаметрами 60 и 73 мм, а для высокодебитных скважин — 89 или 114 мм. [c.165]

При газлифтной эксплуатации скважин на поверхности замеряют давления в обсадной колонне и в подъемных трубах в основном с помощью записывающих манометров, добычу нефти и газа объем. нагнетаемого газа и его давление. [c.30]

КОМПРЕССОРЫ И КОМПРЕССОРНЫЕ УСТАНОВКИ В СИСТЕМАХ ГАЗЛИФТНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН [c.33]

Газлифтная эксплуатация скважин является одним из энергоемких способов добычи нефти в общей системе механизированной добычи. В то же время газлифтная эксплуатация скважин является и капиталоемкой, поскольку сооружаемые компрессорные установки для компримирования газа как рабочего агента - энергоносителя для подъема нефти на поверхность-требуют значительных капитальных затрат, [c.33]

В ряде случаев применение газлифтной эксплуатации скважин обосновывается соответствующими технико-эконо-мическими расчетами, в которых энергозатраты являются интегральной функцией энергозатрат как самого процесса, так и процесса закачки воды, газа с целью поддержания энергии пластового давления. [c.34]

Путем сосредоточения нескольких таких установок в зависимости от потребности в сжатом газе достигается гибкая с относительно малыми эксплуатационными затратами система газлифтной эксплуатации скважин, эффективная система для сбора и компримирования нефтяного газа с подачей его на дожимную центральную компрессорную станцию с последующей закачкой его в пласт. [c.39]

Смесь нефти и газа из скважины 1 поступает в газоотделитель 2. Нефть выводится в мерники через коллектор 5, а газ в смеси с парами бензина — в газовый коллектор (на схеме не показан). Из коллектора газ засасывается компрессорами 4 первой ступени сжатия. Сжатый газ охлаждается в промежуточных холодильниках 5 и затем сжимается вторично при более высоком давлении (вторая ступень сжатия). В результате сжатпя и охлаждения из газа выделяется конденсат газового бензина 6. Осушенный и сжатый газ из второй ступени компрессии подается по газопроводу 8 в скважину для создания газлифта, а избыток газа направляется в газгольдеры и газовую сеть 7. Так осуществляется замкнутый цикл газлифтной эксплуатации скважин. [c.50]

Переход на газлифтную эксплуатацию привел также к колебаниям расхода сернистого газа, приблизительно синусоидальным с 30-минутной продолжительностью цикла, при неизменной общей производительности по газу около 115 тыс. м 1сутки. Содержание сероводорода изменяется обратно пропорционально объемному расходу газа. [c.379]

На промысле, где проводится газлифтная эксплуатация скважин, имеются компрессорные станции (КС). Сжатый газ подается компрессорами сначала к газораспределительным батареям (ГБ), затем — к скважинам, с которыми они соединены специальным газопроводом. При этом газ движется в замкнутом цикле, начиная движение от КС к ГБ, затем — к сборным сепарационным установкам (трапам), в последующем — к га-зоотбензинивающим установкам (ГУ) и вновь возвращаясь в КС [36]. [c.220]

Еще задолго до опубликования первых работ, посвященных ретроградной конденсации, во многих случаях в ходе эксплуатации промыслов наблюдалось выпадение значительных количеств конденсата в газовых сепараторах при понижении давления в них. Подобные явления отмечались на всех новых месторождениях глубокого залегания. Эти месторождения эксплуатировались как чисто газовые с использованием газа в качестве топлива и как рабочего агента при вторичной эксплуатации и при газлифтной эксплуатации (беском-прессорный лифт). В тех случаях, когда залежи находились вдали от газовых месторождений или промышленных центров, т.е. когда газ не мог иметь промышленного применения, подобные месторождения консервировали. В других случаях, когда газовые фонтаны сопровождались конденсацией некоторого количества моторного топлива в сепараторах, а газ не мог иметь промышленного применения, предприниматели мирились с выпуском большого количества газа в атмосферу в погоне за конденсатом — готовым моторном топливом. И в том и в другом случае, за исключением случаев консервации скважин, происходило постепенное падение пластового давления с неизбежными потерями ценной продукции в пласте в силу ретроградной конденсации, а в некоторых случаях — одновременно и значительных количеств газа, выпускавшегося в атмосферу. [c.129]

Газлифтную эксплуатацию нефтяных с/<вэжи осуществляют путем закачки в скважину газа или воздуха. В первом случае метод эксплуатации носит название газлифтной, а во втором, при закачке воздуха — эрлифтный. Название этих методов эксплуатации происходит от газ и лифт (подъемник) или эйр - воздух и лифт. Газ с поверхности в скважину подают под давлением путем его сжатия специальными газлифтными компрессорными станциями. Такой способ называют компрессорным. Однако газ в нефтяную скважину можно подать под давлением без его дополнительной компрессии из газовых пластов. Такой способ называют бескомпрессорным. В практике добычи неф- [c.57]

Газлнфтная эксплуатация нефтяных скважин схожа с фонтанным способо.м добычи. Отличие в том, что при фонтанировании источником энергии служит газ, поступающий вместе с нефтью из пласта, а при газлифтной эксплуатации подъем жидкости осуществляется при помощи сжатого газа, нагнетаемого в скважину с поверхности. [c.15]

Газлифтный способ добычи нефти позволяет получать высокие отборы жидкости из скважины, а также осуществлять форсированный отбор жидкости из сильно обводненных скважин при больших газовых факторах и высоком давлении насьпцения снижать забойное давление до необходимого избегать дополнительных осложнений, которые происходят при других способах эксплуатации и вызываются повышенной температурой жидкости, наличием в ней песка и парафина, коррозионной активностью среды, искривлением ствола скважин проводить исследования и разного рода обработки призабойной зоны пласта без подъема оборудования системе газлифтной эксплуатации быть более устойчивой к внешним воздействиям, что уменьшает простой скважин, объем ремонтных работ и количество заменяемого оборудования добиться наименьшей трудоемкости обслуживания создать условия для организации на промысле централизованного автоматического контроля и управления и тем самым понизить эксплуатационные затраты уменьшить потери нефти, а следовательно, загрязненность и загазованность территории повысить степень утилизации нефтяного газа эффективно решать вопрос одновременной раздельной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной обеспечить высокую надежность наземного оборудования организовать контроль и регулирование противодавления на пласт в процессе эксплуатации. [c.4]

Установка следующих клапанов осуществляется таким же образом с учетом основных требований, способствуюидах повышению эффективности процесса газлифтной эксплуатации. [c.78]

По разработанной методике были проведены расчеты условий фонтанирования и газлифтной эксплуатации скважин месторождения им. 28 Апреля ВПО Касп-морнефтегазпром , результаты которых использованы в проекте опытно-промыш-ленной разработки этого месторождения. Были проведены также расчеты по определению рациональных параметров работы газлифтных скважин месторождения Нефтяные Камни . В качестве исходной информации для расчета скважин месторождения им. 28 Апреля были использованы данные исследования скважин, полученные при их опробовании р =34,0 МПа, р = 27,0 МПа, Г = 90 м /м А" =60 м /(МПа сут), рд20 = 867 кг/м-, р = 7Ш [c.254]

Еще задолго до опубликования первых работ, посвященных < )етроградной конденсации, во многих случаях наблюдалось выпадение значительных количеств конденсата в газовых сепараторах при понижении давления в последних. Подобные явления отмечались на новых месторождениях глубокого залегания. Эти месторождения эксплуатировались как чисто газовые с использованием газа в качестве топлива и как рабочего агента при вторичной эксплуатации и при газлифтной эксплуатации (бескомпрессорный лифт). В тех случаях, когда месторождения находились вдали от газовых месторождений или промышленных центров, т.е. когда газ не мог иметь промышленного применения, подобные месторождения консервировали. В других случаях, когда газовые фонтаны сопровождались конденсацией некоторого количества моторного топлива в сепараторах, а газ не мог иметь промышленного применения, предприниматели мирились с выпуском большого количества газа в атмосферу в погоне за конденсатом готовым моторным топливом. [c.97]

На рис. ПО приведена одна из схем промыслового сбора нефти и газа, которая в случае необходимости может быть видоизменена или приспособлена к условиям эксплуатации скважин и разработки месторождения. Например, она может быть использована для сбора и транспор Гирования по самостоятельным каналам обводненной и необводненной нефтей или нефтей двух различных сортов, дополнена установками подготовки газа при газлифтной эксплуатации скважин и т. п. На схеме нефть из скважин 1 по выкидным трубопроводам направляется в групповые замерные установки 2, где производится индивидуальный замер дебита нефти и газа по отдельным скважинам. Во время замера дебитов по какой-либо скважине продукция остальных скважин по обводному трубопроводу направляется в сборный коллектор, по которому смесь нефти и газа транспортируется до сепарационных установок 3 или дожимных насосных станций 5а (дне)—те же сеперационные установки с принудительной откачкой нефти. ДНС применяют в тех слу- [c.211]

Приведенные соображения позволяют сформулировать несколько критериев периодической газлифтной эксплуатации. Для обеспечения максимально возможной добычи /г. по отношению к начальному объему жидкости высотой столба /1сум, необходимо, чтобы движение жидкости к поверхности происходило при максимальной скорости. Этого можно достичь в первой фазе газлифтной эксплуатации путем ускорения подъема столба жидкости до конечной скорости за минимально возможное время и установкой клапана быстродействующего типа, т,е, после открытия клапана газ сразу же проходит через полностью открытое отверстие. Во второй и третьей фазах скорость жидкости не должна увеличиваться, Для этого нагнетание сжатого газа в подъемные трубы следует прекращать в то время, когда объем и давление газа в подъемных трубах уже достаточны для Д аль— [c.13]

Проблема всемерного удешевления стоимости компримирования рабочего агента в системе газлифтной эксплуатации скважин приобрела особую актуальность в связи с все воз-ростаюшими объемами компримирования газа до. средних и высоких давлений нагнетания и как следствие резкого увеличения мощности газлифтных компрессорных установок. Для эффективного решения проблемы удешевления стоимости компримирования, т.е. выработки рабочего агента для лифтирования скважины, компрессоростроительными фирмами решен ряд принципиально новых оригинальных конструктивных, газодинамических и.технологических задач, направленных на уменьшение веса и габаритов компрессорных установок и повышение их эксплуатационной надежности, [c.35]

В результате непрерывного совершенствования центробежных компрессоров за последние 10,.. 15 лет созданы центробежные компрессоры с давлением нагнетания от 1,0 до 75 МПа и производительностью от 140 до 5380 м /мин. Обеспечение таких диапазонов давлений нагнетания и соответствующей производительности позволило широко использовать центробежные компрессоры в системах газлифтной эксплуатации скважин. При сопоставимом анализе технико—экономических показателей стоимости компримирования газа лучшими образцами центробежных и поршневых газомотокомпрессорных машин неоспоримое преимуществр остается за центробежными компрессорами, Следуёт отметить, что это преимущество становится более очевидным при использовании к центробежным компрессорам газотурбинного привода. [c.35]

Агрегирование высокоэффективных центробежных компрессоров с газотурбореактивным двигателем позволило создать необходимый типоразмерный ряд блочных компрессорных установок для газлифтной эксплуатации скважин как на суше, так и на море. [c.36]

Анализ э ксплуатируемых компрессорных установок в системах газлифтной эксплуатации скважин показывает, что в системах газлифтного комплекса морских месторождений нефти, а также на суше при неблагоприятных климатических условиях и большой заболоченности местности сооружается центральная компрессорная установка. Кроме того, в зарубежной практике сооружение центральных компрессорных установок осуществляется для одновременного выполнения двух функций закачки большой доли избыточного газа в пласт для поддержания энергии пластового давления, что предотвращает его сжигание в факелах, и подачи части газа на скважины для осущест вления газлифта. [c.41]

В центральных двухфункциональных системах компримирования, а также мощных центральных компрессорных установках для закачки газа в пласт или для газлифтной эксплуатации скважин в последнее время стали широко применять комбинированные компрессорные установки, в которых осевой компрессор последовательно работает с подобранным соответствующим образом центробежным компрессором. Такая система компримирования, как правило, пригиеняется при относительно низких первоначальных давлениях компримиро-ванного газа. С применением комбинированных компрессорных установок достигается повышение КПД компрессорной установки и,как следствие, уменьшение расхода энергии на компримирование. [c.42]

Обзор по важнейшим научным и научно-техническим проблемам. Рассмотрены основные направления совершенствования систем газлифта. Тенденции развития техники и техноло- гии газлифта выявлены с учетом обширного патентного и научно-технического материала, опубликованногр за последние годы. В работе отражены зарубежные достижения по данному вопросу. ПровеДен анализ современного технического уровня газлифтного оборудования ведущих зарубежных фирм, а также компрессорного оборудования, выпускаемого для газлифтной эксплуатации скважин. [c.54]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология