Оборудование газлифтных скважин

ОБОРУДОВАНИЕ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН [c.21]

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]

Применение газлифтного способа требует решения задач двух типов расчета установки газлифтного оборудования в скважинах и режимов их эксплуатации, а также планирования эксплуатации участка месторождения газлифтным способом. [c.5]

Регулировочные кривые газлифтных скважин, оборудованных подъемником с газлифтными клапанами или с промежуточными пусковыми муфтами [c.233]

Устьевое и скважинное оборудование для добычи нефти путём нагнетания газа в колонну подъёмных труб. Включает в себя фонтанную арматуру, газлифтные и приёмные клапаны, скважинные камеры и пакеры. [c.15]

Из изложенного следует, что при исследовании газлифтной скважины, оборудованной подъемником с промежуточными отверстиями, наблюдаются следующие особенности постепенное увеличение расхода рабочего агента приводит к последовательному углублению места ввода газа и сопровождается скачкообразным ростом дебита жидкости [c.234]

Анализ регистрируемых давлений и расхода газа дает представление о состоянии подземного оборудования газлифтной установки и о процессе запуска. Контроль за запуском установки ведется также по замерам жидкости и газа, поступающих со скважин. [c.236]

Контроль за работой газлифтного оборудования. В газлифтной скважине для анализа ее работы проводят измерения двух видов подземные и поверхностные. [c.29]

Отложения неорганических солей в призабойной зоне пласта, оборудовании скважины, промысловых коммуникациях и аппаратах существенно осложняют процесс добычи, подготовки и транспортирования нефти. Основные осложнения преждевременный выход из строя погружных электроцентробежных насосов, газлифтных клапанов, теплообменного оборудования, насосов откачки закупорка и порыв промысловых коммуникаций резкое снижение продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин и т. д. [c.229]

Наземные дозировочные установки, монтируемые у добывающих скважин, предназначены для защиты от отложений солей скважинного эксплуатационного оборудования на участке от приема насоса (башмака фонтанных или газлифтных труб) до устья скважины, включая погружной насос, насосно-компрессорные трубы и эксплуатационную ко- юнну на указанном участке. Установки, сооружаемые на промысловых коммуникациях и объектах, защищают оборудование и трубы, расположенные за точкой ввода ингибитора по ходу движения ингибируемой среды. [c.250]

Специальные контейнеры наполняют химическим реагентом, крепят к основанию погружного двигателя (в скважинах с ЭЦН) или к баш-маку НКТ (в фонтанных и газлифтных) и опускают в скважину. При необходимости контейнер с помощью хвостовика можно опускать до продуктивного горизонта, обеспечивая защиту почти всей полости скважины с оборудованием. [c.251]

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]

Оборудование для одновременной раздельной эксплуатации нескольких нефтяных пластов в одной скважине Установки для одновременного раздельного отбора нефти и газа фонтанным способом Установки для одновременного раздельного отбора нефти газлифтным способом [c.238]

Устройства наземные регулирующие для газлифт- 36 6537 ной эксплуатации 36 6518 Комплексы, установки и отдельные виды скважинного фонтанного и газ-лифтного оборудования 36 6519 Оборудование фонтанное и газлифтное прочее [c.238]

ТРЗ-6 Изменение режима работы газлифтного подъемника заменой скважинного оборудования. Тоже. [c.180]

Если линия инжекционного газа является новой, ее следует продуть для очистки от окалины, сварочного шлака и т.п. перед подсоединением к скважине. Эта предосторожность предотвратит повреждение и закупорку регулирующего оборудования, расположенного на поверхности, и попадание обломков в канал инжекционного газа. Обломки могут послужить причиной серьезных неполадок газлифтных клапанов. [c.348]

Кавитация потока у испытательного сепаратора более вероятна в выкидной линии, чем в продуктовой колонне труб периферийных скважин. В данном разделе периферийная скважина определяется как скважина, расположенная на одной платформе, продукт от которой подается в технологическое оборудование на другой платформе, которая может находиться на значительном расстоянии от платформы со скважинами. Если скважина не подвергается значительной кавитации на периферийной платформе, однако резкие колебания потока имеют место на испытательном сепараторе, то причиной может быть выкидная линия. Вертикальная секция выкидной линии от дна моря до платформы подвергается периодической нагрузке и разгрузке. На степень кавитации в вертикальной секции линии влияет то обстоятельство, является ли предыдущая секция выкидной линии горизонтальной или наклонной. Более сильная кавитация наблюдается в случае, если выкидная линия имеет уклон, а не подъем перед подсоединением к стояку. Изменение расчета газлифтной установки не устранит эту проблему. Нагрузка и разгрузка выкидной линии скорее может вызвать некоторое ускорение потока в скважине, чем скважина вызовет кавитацию в выкидной линии. [c.371]

Для расчета газлифтной установки, оборудованной клапанами, действующими от давления газа, необходимы следующие данные диаметры насосно-компрессорных труб и обсадной колонны глубина залегания продуктивного пласта желаемый отбор жидкости обводненность продукции газовый фактор нефти плотности газа, нефти, воды распределение температуры по стволу скважины статический уровень жидкости пластовое давление пусковое давление нагнетаемого газа устьевое давление температура нагнетаемого газа на устье коэффициент продуктивности скважины тип используемого газлифтного клапана максимальное количество газа, имеющегося в наличии. [c.73]

Газлифтное оборудование обеспечивает эффективный отбор больших и средних объемов жидкости (до 35,..5О м /сут) при неблагоприятных геолого-эксплуатационных условижс -в наклонных скважинах при наличии в добьгоаемой нефти песка и механических примесей при откачке коррозионной жидкости высоковязких нефтей в скважинах уменьшенного диаметра, а также в скважинах с повьш1енными газовыми факторами и температурой. [c.2]

Производственный процесс газлифтной добычи нефти увязывает между собой сложное и разнообразное технологическое оборудование нефтяных компрессорных скважин, газораспределительных батарей, групповых замерных установок, установок сепарации, сбора и транспорта нефти, воды и пульпы. Технологические объекты связаны между собой разветвленной и протяженной сетью трубопроводов. Несмотря на сложность управления взаимосвязанным технологическим процессом, [c.222]

На расход газа кроме перечисленных факторов влияют следующие характеристики конструкции газлифтной установки и скважины, технологические параметры работы газлифтной установки и системы сбора. Поэтому для успешного освоения скважины необходимо иметь полную информацию о состоянии скважины и подземного оборудования, а также о пластовом давлении плотности жидкости, заполняющей скважину свойствах раствора, при котором перфорируют скважину ожидаемой обводненности продукции и дебите ожидаемом забойном давлении устьевом давлении пусковом давлении газа конструкции газлифтной установки (тип газлифтных клапанов, состояние подземного оборудования, компоновка подземного оборудования) данных о результатах опрессовки насосно-компрессорных труб и обсадной колонны подавать газ на скважину, особенно если она оборудована пакером, начинают с небольшого расхода (3000 - 4000 м /сут) для предотвращения абразивного износа газлифтных клапанов при вытеснении через них жидкости из обсадной колонны в лифт. [c.237]

Возможность перевода скважин после окончания периода фонтанирования на механизированный (газлифтный) способ эксплуатации без замены основного скважинного оборудования является одним из существенных достижений в развитии нефтепромысловой техники добычи нефти. Скважину после бурения оборудуют газлифтными установками, в которых газлифтные клапаны заменены глухими пробками. После окончания фонтанирования для перевода скважины на газлифтный способ эксплуатации глухие пробки извлекают с помощью канатной техники и вместо них устанавливают газлифтные клапаны. [c.238]

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]

Использование газлифтного оборудования позволяет снизить затраты на проведение текущих ремонтов скважин благодаря возможности применения химических методов борьбы с коррозией и отложениями парафина, а также увеличить межремонтный период скважин за счет отсутствия в установке движущихся деталей. [c.2]

На ранней стадии применения газлифта сжатый газ неизменно подавался в подъемные трубы через башмак. Затрубное пространство не изолировалось пакером. Если при такой конструкции скважины давление нагнетаемого газа меньше, чем заданное динамическое забойное давление, то длина колонны подъемных труб должна быть меньше глубины скважины. При современном заканчивании скважины колонну подъемных труб спускают до забоя и по ее высоте предусмотрены отверстия для прохода нагнетаемого газа, оборудованные газлифтными клапанами. Удельный расход нагне-. таемого газа при непрерывном газлифте будет меньше, если подъемная колонна достигает забоя скважины. Если жидкость на первом этапе движения к поверхности поднимается в обсадной колонне, имеющей обязательно больший диаметр, чем подъемные трубы, то удельный расход газа ийи градиент давления фонтанирования для этого этапа не будут оптималь- ыми. Точка впуска сжатого газа в подъемную колонну должна находиться у забоя скважины только в том случае, если давление этого газа равно или больше рабочего забойного динамического давления. Если давление закачки газа мень.-ше, то точка впуска газа в подъемные трубы должна быть расположена выше забоя. Действительную глубину впуска [c.6]

В фонтанных, газлифтных и оборудованных погружными центробежными электронасосами скважинах преобладающий метод борьбы — нанесение защитных покрытий, которые изготавливают из гидрофильных материалов (стекло, различные стеклоэмали, бакелитовый лак, эпоксидные смолы, бакелито-эпоксидные композиции и др.), обладающих низкой сцеп-ляемостью с АСПО. Часто защитные покрытия используют и в промысловых коммуникациях, хотя здесь более широко используют периодические паротепловые обработки, а также способ очистки пропуском шаровых или поршневых очистителей, которые перемещаются под действием потока жидкости. [c.28]

Недостатком диффёреициальной муфты является её низкая пропускная способность. Согласно [ ] она может пропускать порядка 1700м /сут. рабочего агента при перепаде давления в 10 кгс/см . Однако в связи с разработкой новых конструкций газлифтного оборудования [в], возможно, будут усовершенствованы и ди( )ференциальные муфты. Кроме того, последние могут сго скаться по нескольку штук в одну скважину- одна под другой. [c.103]

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]

Непрерывную дозировку ингибитора для защиты подземного оборудования насосных, газлифтных, газовых и газоконденсатных скважин применяют преимущественно при использовании водонефтедиспергиру-емых ингибиторов. При этом способе ингибитор подают дозировочным насосом через специальную колонну малого диаметра в рабочую жидкость гидравлического скважинного насоса. Больший эффект достигается в том случае, когда формирование защитной пленки начинается при ударных дозах ингибитора с последующим переходом на непрерывную обработку при меньшей дозировке. [c.178]

С конструкцией скважин (фонтанная, газлифтная, насосная) и условиями эксплуатации связаны структура газожидкостного потока и его -коррозионная агрессивность. При фонтанном способе добычи нефти продукция отличается малой обводненностью. Водная фаза стабилизирована внутри нефти и оказывает незначительное коррозионное воздействие на металл. При газлифтных способах добычи нефти агрессивность водонефтяного потока и его структура зависят от состава сжатого газа. При добыче сероводородсодержащей нефти присутствие воздуха приводит к значительным коррозионным разрушениям. При испо тьзо-вании неочищенных газов, содержащих сероводород, скорость коррозионного разрушения оборудования значительно возрастает. Изменение давления и температуры по стволу скважины влияет на агрессивность газожидкостного потока. Снижение температуры смеси на выходе из скважины приводит к выделению неорганических солей и парафинов, способствующих экранированию поверхности металла за счет образования защитных пленок. Однако в этих условиях усиливается действие макрогальванических пар, приводящих к локальному разрушению поверхности. [c.126]

Газлифтный метод эксплуатации нефтяных скважин обладает определенными преимуществами простота скважинных конструкций, так как в скважине отсутствуют насосы с быстроизнашивающимися частями размещение всего технологического оборудования на порерхности земли, что значительно облегчает наблюдение за его работой и упрощает проведение ремонтных работ обеспечение возможности отбора из скважин больших объемов жидкости независимо от глубины расположения продуктивных пластов (до 1800 — 1900 т/сут) возможность эксплуатации нефтяных скважин при сильном обводнении и большом содержании песка простота регулирования дебита скважины. [c.59]

Образование парафинов в НКТ при эксплуатации нефтяных скважин способом бескомпрессорного газлифта можно предотвратить за счет использования приустьевых систем подогрева газлифтного газа перед его подачей в скважину [2]. Сущность данного способа состоит в следующем (рис. 2). Г аз сепарации вьюокого давления от установки комплексной подготовки газа (УКПГ) по линии подачи газа высокого давления 1 направляется к скважине 6 (или к кусту скважин), оборудованной устьевым подогревателем 10, перед [c.53]

Н.В., Кучеров ГГ, Кудрин A.A. Анализ эффективности применения различных вариантов подогрева газлифтного газа при эксплуатации нефтяных скважин Уренгойского газоконденсатного месторождения (УГКМ)// Энергетические установки и газотранспортное оборудование. - М. ВНИИгаз, 2000. - С. 57-66. [c.54]

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]

За последние годы разработано высоконадежное и экономически рентабельное газлифтное оборудование, применяемое для добычи нефти на морских месторождениях, при обслуживании кустовых скважин с эксплуатационных платформ, а также при эксплуатации дистанционно управляемых скважин с подводным размещением устьевой арматуры. Газлифтный способ применяется при эксплуатации скважин малого диаметра и при многопластовом заканчивании, для одновременг ной раздельной эксплу атации двух, трех и более пластов по параллельно или концентрически расположенным насоснокомпрессорным трубам. [c.2]

При подборе оборудования для эксплуатации скважин прежде всего необходимо знать принцип действия клапанов. Поэтому pa мofpим основные положения теории работы газлифтных клапанов, обеспечивающих непрерьгоную газлифт-ную эксплуатацию скважины. [c.14]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология