Подача газлифтного газа

ПОДАЧА ГАЗЛИФТНОГО ГАЗА [c.28]

На нефтегазовых промыслах компрессорные станции имеют различное назначение газлифтные компрессорные станции (КС) для подачи сжатого газа к скважинам, эксплуатирующимся компрессорным способом КС промысловых газобензиновых заводов КС высокого давления для нагнетания газа в пласт, чтобы поддержать пластовое давление КС для транспорта газа. [c.89]

ПРИУСТЬЕВЫЕ СИСТЕМЫ ПОДОГРЕВА ГАЗЛИФТНОГО ГАЗА ПЕРЕД ЕГО ПОДАЧЕЙ В СКВАЖИНУ [c.53]

Таким образом, использование ТЛТ и подогрев газлифтного газа на устье перед его подачей в скважину при эксплуатации способом бескомпрессорного газлифта являются перспективными решениями проблем предупреждения образования парафинов и гидратов в нефтяных и газовых скважинах. [c.54]

Выше было сказано, что при фонтанировании скважины подъем нефти на поверхность земли происходит за счет энергии расширяющегося газа. Поэтому, если энергии пласта оказывается недостаточно для подъема нефти, то фонтанирование искусственно можно возбудить подачей к забою скважины газа, сжатого на компрессорной станции. В этом и заключается принцип, лежащий в основе компрессорного способа эксплуатации скважин. Если для закачки в скважину используют сжатый воздух, то такой способ эксплуатации называется эрлифтным, если же закачивают нефтяной газ, то способ называется газлифтным. [c.46]

Газлифтные аппараты (рис. 6.7.2.1) отличаются от барботажных колонн тем, что внутри их корпуса 1 установлены одна или несколько барботажных труб 2, в которые с помощью газораспределителя 3 вводится газ. При подаче газа в затопленный жидкостью аппарат в барботажных трубах образуется газо-жидкостная смесь, плотность которой меньше плотности однородной жидкости в циркуляционной зоне (на рис. 6.7.2.1 — в межтрубном пространстве), вследствие чего в аппарате возникает циркуляция жидкости с восходящим потоком смеси в барботажных трубах. Конструктивное исполнение газлифтных аппаратов может быть различным, но независимо от конструкции в основу их работы положен принцип циркуляционного контура, состоящего из восходящего газо-жидкостного потока и нисходящего потока жидкости с небольшим количеством захваченных ею газовых пузырей. [c.519]

В основу разработанной конструкции газлифтного аппарата положен тот факт, что зависимость его производительности от расхода газа имеет максимум, причем вблизи этого максимума подача жидкости почти не зависит от расхода газа. Поэтому если расход газа через нижний ввод соответствует максимальной величине в интервале нечувствительности расхода жидкости к изменению расхода газа, а в последующие вводы газ подается [c.129]

Статический уровень продуктов. Если статический уровень продуктов скважины находится ниже рассчитанной глубины, основанной на максимальном пусковом давлении инжектируемого газа, то верхний клапан может быть установлен на отметке статического уровня продуктов скважины. Если статический уровень продуктов скважины определяется с помощью тросовых операций после подъема насосно-компрессорных труб, то следует принимать во внимание эффект вытеснения жидкости насосно-компрессорными трубами и пакером и возможность подачи жидкости в интервал времени между определением уровня продуктов и спуском газлифтных клапанов. Если скважина заливается и далее предназначается для поршневого тартания после спуска газлифтных клапанов, то верхний клапан может быть установлен на отметке статического уровня продуктов скважины. [c.192]

Газлифтный клапан с контрольным клапаном рекомендуется для управления камерными клапанами во многих камерных установках. Контрольный клапан имеет большое отверстие главного клапана, а диапазон клапана может регулироваться посредством выбора малого отверстия в контрольной секции. Установка может быть рассчитана для подачи дополнительного количества инжекционного газа через нижний подъемный клапан путем использования управляемого эксплуатационным давлением (продукты скважины) клапана или управляемого инжекционным давлением клапана с высоким значением фактора эффекта труб. Требуемое давление открывания нижнего подъемного клапана основано на давлении в насосно-компрессорных трубах на глубине установки клапана, причем это давление приблизительно равно давлению, требуемому для начала движения пробки жидкости непосредственно после откачки камеры (через тракт и-образной трубы). [c.303]

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]

При кольцевой системе подачи газа в скважину начинается вытеснение жидкости из затрубного пространства в лифт через открытые газлифтные клапаны. Уровень жидкости в нем снижается. При достижении уровнем глубины установки верхнего клапана газ поступает в подъемные трубы. [c.72]

Установка периодического газлифта с открытым выкидом и автоматической подачей газа (см. рис. 3.5, е) оборудована подъемной колонной, пакером, нижним и верхним амортизаторами, обратным клапаном у башмака подъемной колонны труб и обычным газлифтным рабочим клапаном. Автомат для подкачки газа 9 подобен автомату, применяемому на установке, приведенной на рис. 3.5, г. [c.88]

СИСТЕМА РАСПРЕДЕЛЕНИЯ И РЕГУЛИРОВАНИЯ ПОДАЧИ ГАЗА В ГАЗЛИФТНЫЕ СКВАЖИНЫ [c.222]

Рациональная эксплуатация системы распределения и регулирования подачи газа в газлифтные скважины осуществляется с помощью АСУ ТП (автоматизированной системы управления технологическим процессом). [c.222]

При газлифтной добыче нефти скважины осваивают подачей повышенных расходов газа. В результате увеличивается депрессия на пласт и создаются условия для выноса из поровых каналов пласта глинистого раствора, воды и механических примесей, засоряющих пласт. Для увеличения депрессии и ускорения очистки призабойной зоны газлифтную установку оборудуют газлифтными клапанами, устанавливаемыми дополнительно ниже проектной глубины точки ввода газа. [c.236]

При аварийной остановке газлифтной системы повторный запуск ее осуществляют подачей заданного расхода газа. Повторный запуск ускоряется при установленном пакере, так как он предотвращает подъем уровня жидкости в обсадной колонне при прекращении подачи газа и устраняет необходимость ее повторного вытеснения при новом запуске. [c.237]

Отсутствие увеличения давления газа в обсадной колонне и поступления жидкости при подаче газа в скважину для запуска газлифтной установки. [c.242]

Газлифтная установка не принимает газ, давление газа в обсадной колонне выравнивается с давлением в общей системе, подача жидкости со скважины отсутствует. [c.242]

Поэтому в установках для раздельного отбора жидкости из двух пластов газлифтным способом используют общий источник газа,, но иногда при этом эксплуатируют отдельные пласты поочередно, задавая определенный режим работы в течение месяца, либо разделяют в скважине подачу газа к подъемным трубам путем спуска малогабаритных трубок в одну из Параллельных колонн. [c.25]

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]

Номограммы двух - и трехдорожечного диафрагменного измерителя в данном раз-деле иллюстрируют нестабильность потока, которая имеет место в результате действия газлифтных клапанов, т.е. при многоточечной инжекции газа, а также нестабильность потока, которая развилась в выкидной линии. Скважина А является примером установки с потоком в обсадных трубах. Управляемые эксплуатационным давлением (продуктами скважины) клапаны были установлены в скважине, когда наблюдалась резкая кавитация потока. Нижний конец колонны труб инжекционного газа был открыт для газлифтных операций, регистрация которых приведена на приложенных ниже номограммах. Ввод инжекционного газа в продуктовую колонну труб через нижний конец насосно-компрессорных труб прерывался периодически при повышении уровня продуктов в скважине. При прекращении подачи инжекционного газа в поток продукта скважины градиент гидродинамического давления в межтрубном пространстве обсадных труб увеличивался, а С- управляемые эксплуатационным давлением клапаны открывались в еще большей степени. Давление инжекционного газа в колонне труб небольшого размера для инжекции увеличивалось, а градиент гидродинамического давления в продуктовой колонне труб снижался до тех пор, пока уровень продуктов скважины в инжекционных насосно-компрессорных трубах не понижался достаточно, для обеспечения возобновления подачи инжекционного газа в продуктовую колонну труб, после чего цикл вновь повторялся. [c.372]

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]

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]

Реактор барботажный газлифтный (тип РБГ). Газлифтный реактор (рис. 2) отличается от барботажной колонны тем, что внутри корпуса ] установлены одна или несколько барботажных труб 2, в которые с помощью газораспределителя 3 вводится газ. При подаче газа в заполненный жидкостью аппарат в барботажных трубах образуется газожидкостная смесь, плотность которой меньше плотности однородной жидкости в циркуляционной зоне (на рис. 2 в межтрубном пространстве), вследствие чего в аппарате возникает циркуляция жидкости с восходящим потоком смеси в барботажных трубах. Поскольку барботажная труба работает как газлифт (аналогично затопленному эрлифту), логично назвать его барботажным газлис ным реактором. Конструктивное исполнение газлифтных реакторов может быть различным (см. п. 11), но независимо от конструкции в основу их работы положен принцип циркуляционного контура, состоящего из восходящего газожидкостного потока и нисходящего потока жидкости с небольшим количеством захваченных ею газовых пузырей. Максимальная приведенная скорость газа в барботажных трубах, определяющая нагрузку аппарата по газу, составляет 2 м/с, что в пересчете на свободное сечение кожуха аппарата даст скорость до 1 м/с. [c.9]

Для струйных аппаратов с принудительной подачей газа разработаны два варианта диспергаторов кольцевая трубка Вентури и щелевой. Кольцевая трубка образуется при установке в трубе специальной вставки, имеющей цилиндро-конпческую форму (рис. 6.7.4.4, узел А). Аппараты с диспергаторами в виде трубок Вентури могут иметь два конструктивных исполнения. Первая конструкция (рис. 6.7.4.5) имеет укороченные газораспределительные патрубки с цилиндро-кониче-скими вставками, образующими кольцевые трубки Вентури, и расширенную сепарационную емкость с естественным (газлифтным) циркуляционным контуром [37]. Такой аппарат, рабочий объем которого, как правило, не превышает 30 м , может работать при повышенных давлениях как на чистых газах, так и на смеси их с воздухом. Возможна одновременная подача в аппарат различных газов. Теплота реакции отводится через рубашки центрального циркуляционного стакана и корпуса аппарата. [c.531]

Газлифтный реактор (рис. 18.4.2.2) отличается от барботажных колонн тем, что внутри корпуса 1 установлены одна или несколько барботажных труб 2, в которые с помощью газораспредедителя 3 вводится газ. При подаче газа в заполненный жидкостью аппарат в барботажных трубах образуется газожидкостная смесь. [c.557]

Конструктивно барботажные реакторы оформляются в виде полых или секционированных колонн либо в виде газлифтных и кожухотрубных аппаратов. Колонный барботажный реактор состоит из рабочей части (корпус) и верхней расширительной секции, служащей для уменьшения брызгоуноса. Барботирующий газ выводится через патрубок на верхней секции аппарата, а ввод его может осуществляться как в нижней части, так и в нескольких точках по высоте аппарата. Ввод в нескольких точках по высоте применяется для снятия тепла реакции при промежуточном вводе холодного газа. Подача газа осуществляется через гребенку, выполненную из труб, имеющих отверстия диаметром 3—6 мм в нижней части. Возможна подача газа через патрубок без каких-либо диспергирующих устройств, однако при этом могут образовываться крупные пузыри, что нежелательно. Применяется также подача газа под газораспределительную ситчатую тарелку или подвод газа через эжектор. [c.51]

Конструкции барботажных газлифтных аппаратов. Газлифтные аппарагы отличаются от бефботажных колонн тем, что внутри их корпуса I установлены одна или несколько барботажных труб 3, в которые с помощью газораспределителя 2 вводится газ (рис. 6.4.3). При подаче газа в затопленный жидкостью апп )ат в бг)>ботажных трубах образуется газожидкостная смесь, плотность которой меньше плотности однородной жидкости в циркуляционной зоне (на рис. 6.4.3 - в межтрубном пространстве), вследствие чего в аппарате возникает циркуляция жидкости с восходящим потоком смеси внутри циркуляционной трубы и нисходящим потоком в зазоре между корпусом и циркуляционной трубой. Конструктивное исполнение газлифтных апп )атов может [c.635]

В заданное время автомат подкачки газа 9 открьшает питающий клапан на нагнетаемой линии (рис. 3.10, точка А) и газ поступает в затрубное пространство скважины. Этому моменту на кривой записи устьевого давления отвечает точка Е. Затрубное давление быстро растет до давления открытия рабочего газлифтного клапана (точка Б). Газ поступает в подъемные трубы, и начинается выброс столба жидкости. С момента пос-тупдения жидкости на устье (точка Г) устьевое давление быстро растет (точка Л) Подача газа в затрубное пространство продолжается в течение заданного промежутка времени, после чего автомат закрьшает питающий клапан. Затрубное давление падает, и газлифтный клапан закрьшается [c.88]

В установленное время через клапан 11 в затрубное пространство подается сжатый газ в течение заданного промежутка времени, после чего клапан 11 закрывается. В течение этого периода затрубное давление достигает давления открытия рабочего газлифтного клапана 14 и клапан открывается. Газ поступает в камеру замещения, вьщавливает жидкость в трубы и поднимет ее на устье поришем 13 12 — верхний амортизатор). При снижении затрубного давления до давления закрытия рабочего газлифтного клапана подача газа в подъемные трубы прекращается. В затрубном пространстве остаётся сжатый газ при давлении закрытия рабочего клапана. После выброса жидкости в подъемных трубах и камере замещения давление снижается до давления в сборной системе. [c.92]

Образование ледяных и гидратных пробок в лифтах при подаче в ма-лодебитную обводненную скважину холодного газа в районах с пониженной атмосферной температурой и при охлаждении газа за счет дроссельного эффекта в газлифтных клапанах и негерметичностях лифта устраняют следующим образом [c.243]

Процесс пуска газлифтной скважины в эксплуатацию состоит в вытеснении жидкости воздухом (газом) из труб наружного ряда и подводе нагнетаемого воздуха к нижнему концу подъемных труб или к рабочему отверстию на этих трубах для разгазирования столба жидкости в них. Максимальное давление при пуске газлифтной скважины в эксплуатацию (пусковое давление) будет в тот момент, когда жидкость в скважине оттеснится сжатым газом до места ввода его в подъемные трубы. Это давление может быть самым различным в зависимости от системы газлифта, глубины скважины, статического уровня жидкости в ней, а также от плотности жидкости и других условий. Самое высокое пусковое давление достигается в однорядном лифте кольцевой системы при подаче газа в подъемные трубы через их баЩмак. [c.162]

Самопишущий прибор, регистрирующий давление, устанавливается недалеко от скважины, но не на устье, потому что поднимающаяся на поверхность жидкость может вызвать вибрацию прибора, влиюшую"на запись. Запись давлений в подъемных трубах и обсадной колонне при непрерывном газлифте скважины также дает полезную и нформацию. Однако непрерывная запись устьевых, давлений обычно не требуется. Система подачи газа. Газ в скважину может подводиться из газовой скважины или с поверхности предварительно сжатый на компрессорной станции. Если дебит газовой скважины или нагнетаемый газ газлифтных скважин имеет тенденцию пульсировать во время работы, то для обеспечения плавности снабжения газом к компрессорной станции и соответствующим пульсирующим скважинам подводят дополнительные источники снабжения газом. [c.31]