Назначение, классификации и принцип действия оборудования

1.1.1 Область применения газлифтного способа добычи нефти

 

Кода пластовойэнергии недостаточно для подъема жидкости сзабоя, переходят на механизированный способ эксплуатации сква­жин, Один из механизированных способов эксплуатации скважин - газлифтный способ. Фонтанирование можно искусственно продол­жить путем подачи в скважину сжатого газа или воздуха через специ­альные клапаны, смонтированные на подъемных трубах, или через нижний конец этих труб.

Система, состоящая из эксплуатационной колонны и спущен­ных в нее труб, в которой подъем жидкости на поверхность произво­дится с помощью сжатого газа, называется газлифтом.

Ранее в качестве рабочего агента использовали воздух (эрлифт). В настоящее время воздух не используется в качестве рабочего аген­та по следующим причинам:

- окисление нефти с потерей ее качества;

- образование стойкой водонефтяной эмульсии (при добыче об­водненной нефти), разрушение которой в процессе подготовки неф­ти затруднено;

- при определенном содержании газов с воздухом образуется взрывоопасная смесь;

- компрессоры, используемые при сжатии (компримировании) воздуха, в случае нарушения системы смазки могут взрываться.

Область применения газлифта - высокодебитные скважины с большими забойными давлениями, скважины с высокими газо­выми факторами и забойными давлениями ниже давления насыще­ния, песочные (содержащие в продукции песок) скважины, а так­же скважины, эксплуатируемые в труднодоступных условиях (зато­пляемость, паводки, болота и др.). Газлифт характеризуется высокой технико-экономической эффективностью, отсутствием в скважинах механизмов и трущихся деталей, простотой обслуживания скважин и регулирования работы.

Сегодня газлифтная эксплуатация реализуется в двух модифика­циях:

- с использованием сжатого газа, получаемого на компрессорных станциях - компрессорный газлифт;

- с использованием сжатого газа, отбираемого из газовой зале­жи - бескомпрессорный газлифт.

В настоящее время разработка нефтяных месторождений Рос­сии ведется с поддержанием пластового давления, а основная добы­ча нефти осуществляется механизированным способом, в основном насосным, поэтому газлифтный способ не имеет широкого распро­странения Это не означает, что газлифтная эксплуатация не имеет перспектив; этот способ может оказаться конкурентоспособным для разработки нефтяных оторочек газовых и газоконденсатных место­рождений. а также для добычи нефти из шельфовых месторождений.

 

1.1.2 Классификация газлифтных скважин

 

Различают два принципиальных типа газлифтной эксплуатации:

1)Непрерывный газлифт.

2)Периодический газлифт.

Непрерывный газлифт реализуется тогда, когда продуктивность скважины достаточно высока. В случае низкой продуктивности скважины используется периодический газлифт по двум основным схемам: газлифт с перепускным клапаном и газлифт с камерой на­копления.

Классификация газлифтных скважин может быть выполнена по нескольким признакам:

1)По характеру ввода рабочего агента

-центральная система;

-кольцевая система.

2)По количеству колонн НКТ

-однорядный подъемник;

-двухрядный подъемник;

-полуторарядный подъемник.

3)По типу используемой энергии рабочего агента

-компрессорный;

- бескомпрессорный.

Бескомпрессорный газлифт осуществляется за счет сжатого газа, отбираемого, например, из газовой залежи и распределяемого по газлифтным скважинам. Если в разрезе нефтяной скважины имеет­ся газовый пропласток (или газовая шапка), то этот газ может ис­пользоваться для подъема нефти внутри самой скважины. Такая си­стема называется внутрискважинных! газлифтом.

4)По используемому глубинному оборудованию

-беспакерная система;

-пакерная система;

-система с использованием пусковых и рабочего клапанов:

-система, когда газ вводится в подъемник через башмак НКТ (отсутствуют

пусковые и рабочий клапаны).

 

1.1.3 Характеристика наземное оборудование газлифтных скважин

 

В состав оборудования для обслуживания и эксплуатации газлифтных

скважин входят: оборудование устья скважин ОУГ-80х35, инструмент ГК и установка ЛСГ1К-131А или ЛСГ- 16А для проведения скважинных работ.

Оборудование устья ОУГ-80х35 предназначено для снятия и посадки

газлифтного клапана в эксцентричной скважинной камере без глушения и последующего освоения скважины(рис. 4.2). Оно состоит из уплотнительного узла проволоки Г с на­правляющими роликами, трехсекционного лубрикатора 2, ма­нометра 3 с разделителем, плашечного превентора 4 с ручным управлением, натяжного ролика 5 с очистительным устройст­вом, полиспаста 8, монтажной мачты 6 и стяжного ключа 7. Ниже указаны его характеристики.

Техническая характеристика ОУГ-80х35

Давление
рабочее	МПа
испытательное	МПа
Диаметр проходного отверстия
превентора	мм
лубрикатора	мм	50-76
Диаметр
уплотняемой проволоки	мм	2,4
ролика под проволоку	мм
Масса	кг

 

Узел уплотнения проволоки (рис. 4.3) с направляющим ро­ликом состоит

из корпуса 2, внутри которого размещены рези­новые уплотнители 3 с отверстием под проволоку 2,4 мм, под­жимаемые сверху через нажимную втулку 4 гайкой 5. В корпу­се под резиновыми уплотнителями расположена свободно пе­ремещающаяся армированная металлом резиновая втулка /, герметизирующая уплотнитель в случае обрыва проволоки. Данное устройство позволяет заменять резиновые уплотнители под давлением при их выходе из строя.

Секции лубрикатора длиной по 2,5 м, предназначенные для размещения в них газлифтных сильфонных клапанов, ударно­го инструмента и приборов, соединены между собой быстросборными соединениями с резиновыми уплотнительными коль­цами.

Превентор плашечный (рис. 4.4) состоит из корпуса 1 с вертикальным

проходным диаметром 76 мм, крышек 3, плашек 2, винтов 4 и перепускного клапана 5. В нижней части распо­ложен фланец для присоединения со стволовой задвижкой арматуры.Шпонка 6 препятствует проворачиванию плашки. На наружной поверхности плашки имеются каналы для перепуска давления за плашку, что облегчает ее перемещение и увеличи­вает прижатие плашек друг к другу при перекрытии устья или обжим проволоки. Для облегчения открытия превентора под давлением на боковой стенке корпуса установки имеется пере­пускной клапан, который позволяет уравновесить давление под и над плашками. К нижнему натяжному ролику крепится ин­дикатор, показывающий натяжение проволоки в процессе ра­боты.

Оборудование ОУГ-80х35 монтируют с помощью мачты, ко­торая устанавливается на одну из гаек фланцевого крепления арматуры.

В комплект инструмента ГК входит инструмент из комплек­та КИГК, который состоит из трех наборов (рис. 4.5).

Первый стандартный набор включает инструменты, спускае­мые в скважину при любых операциях по обслуживанию. С их помощью производят удары вверх и вниз, а также крепят проволоку. К этому набору относятся: устройство для закрепления проволоки УЗП, шарнир Ш16, грузовые штанги ШГр и 1ШГр, яс­сы гидравлический ЯСГ и механический ЯСМ, яссы для сооб­щения набору инструментов, спускаемых в скважину, ударных импульсов: ЯСГ - для удара вверх и ЯСМ - вверх или вниз.

Второй набор - инструменты для установки в скважине и извлечения из нее клапанов всех видов с замками или фиксатором. К этому набору относятся: рычажный ОР и консольный ОК отклонители для посадки оборудования в скважинные ка­меры, инструмент для спуска газлифтных клапанов ИСК, цан­говый инструмент ИЦ для извлечения скважинного оборудования из камер, а также инструменты из комплекта КИГК и ИКПГ.

Третий набор - инструменты вспомогательного назначения, применяемые при подготовке скважин к эксплуатации, а также при ремонтных и исследовательских работах. К ним относят­ся: выпрямитель проволоки ВОП, ловильный проволочный ин­струмент ИЛП, трубный шаблон ШТ, печать, гидростатическая желонка ЖГС, скребок парафина СП, приемный клапан КПП, правочный инструмент ИП, ограничитель, шток, керн (рис. 4.6 и табл. 4.1).

Установка ЛСГ-16А, смонтированная на шасси автомобиля “Урал-375Е”, предназначена для смены управления скважин­ным оборудованием на глубинах до 5000 м с помощью инструмента, спускаемого на проволоке и канате (рис. 4.7). Установка состоит из лебедки, узла привода насоса, пульТа управления, гидрооборудования, масляного бака и кузова.

Техническая характеристика установки ЛСГ-16А

Номинальное тяговое усилие
при работе с проволокой	кН	13,6
при работе с канатом	кН	16,0
Глубина обслуживания
при работе с проволокой диаметром 2,5 мм	м
при работе с канатом 4,8 мм	м
Диаметр бочки барабана лебедки	мм
Длина	мм
Привод лебедки		Гидравлический объемный
Скорость подъема
при работе с проволокой	м/с	0-15
при работе с канатом	м/с	0-12
Мощность привода	кВт

Продоление

Наибольшее давление рабочей жидкости	Мпа
Насос		Шестеренный НШ100-3 ГОСТ 8753-80
Гидромотор		Аксиальный поршневой
Габаритные размеры	мм	7380×2500×3250
Масса	кг	10 320

 

Применение объемного гидравлического привода лебедки обеспечивает спускоподъемные работы с клапанами и инстру­ментом аналогично установке ЛСГ1К-131А на шасси автомоби­ля ЗИЛ-131А.

Отбор мощности на привод от двигателя автомобиля “Урал- 375Е” осуществляется коробкой дополнительного отбора мощ­ности, установленной на раздаточной коробке автомобиля. Вращение от коробки дополнительного отбора мощности к на­сосам передается карданным валом через редуктор. Барабан получает вращение от выходного вала коробки перемены пере­дач через двухрядную цепную передачу. С другой стороны ба­рабанного вала имеется привод укладчика проволоки и каната, состоящий из цепной и шестеренной передач.

Привод гидронасосов осуществляется от раздаточной короб­ки и коробок дополнительного отбора мощности, соединенной карданным валом с редуктором привода насоса. Одноступенча­тый трехвальный редуктор привода насосов установлен на траверсе, закрепленной на балках кузова.

Лебедка состоит из узлов барабанного вала, укладчика про­волоки и каната, коробки передач, ленточного тормоза, пульта управления, установленных на единой сварной станине. Пер­вичный вал коробки передач получает вращение от двух гид­ромоторов. Вращение от коробки передач к барабанному валу и от него к укладчику проволоки передается посредством цепных передач. Пульт управления лебедки расположен в операторском отсеке кузова установки. На пульте имеются рукоятки управления дросселями спуска и подъема и гидрораспредели­телем. Здесь же расположены рукоятки дубляжа управления оборотами двигателя автомобиля, рукоятка управления короб­кой передач, клапан дистанционной настройки и рукоятка включения в работу одного или двух насосов.

Установка оснащена приспособлением для перемотки про­волоки и каната. Привод барабанного вала приспособления осуществляется от гидромоторов Г16-15М через открытую зуб­чатую передачу. Гидромотор в свою очередь работает от насо­сов установки.

Кузов фургонного типа состоит из двух отсеков, разделен­ных перегородкой, - операторского и лебедочного. В последнем установлено все навесное оборудование установки.

 

1.1.4 Характеристика внутрискважинное оборудование

 

В состав скважинного оборудования газлифтной установки входят скважинные камеры, газлифтные клапаны и промежу­точный пакер с гидромеханическим управлением и приемным клапаном.

Среди различных методов снижения пусковых давлений, основанных на удалении части жидкости из подъемной колон­ны, наиболее эффективно применение пусковых газлифтных клапанов, которые устанавливают в скважинных камерах ниже статического уровня жидкости. По способу управления газ­лифтные клапаны работают от давления в затрубном прост­ранстве, давления столба жидкости в НКТ и перепада давле­ния между ними.

Наибольшее распространение получили клапаны, управляе­мые затрубным давлением сильфонного типа серии Г и выпус­каемые с условным наружным диаметром 20, 25, 38 мм с диапа­зоном давления зарядки 2-7 МПа (табл. 4.2).

Газлифтные клапаны Г состоят из устройства для зарядки, сильфонной камеры, пары шток - седло, обратного клапана и устройства для фиксации клапана в скважинной камере.

Сильфонная камера заряжается азотом через золотник. Давление в сильфонной камере клапана регулируют на специ­альном приспособлении стенда СИ-32. Сильфонная камера - герметичный сварной сосуд высокого давления, основным рабо­чим органом которого является металлический многослойный сильфон. Пара шток - седло является запорным устройством

Табли ца 4.2

Техническая характеристика газлифтных клапанов

Показатель	Г-20	Г-20Р	Г-25	Г-25Р	1Г-25	1Г-25Р	Г-38	Г-38Р
Условный наруж-								QO
ный диаметр, мм								□о
Рабочее давле-
ние, МПа
Диаметр отвер-.	0,5	5,0	5,0	5,0	5,0	5,0	5,0	5,0
сгий седел, мм		6,5	6,5	6,5	6,5	6,5	6,5	6Д
			8,0		8,0		8,0	8,0
							9,5
Габариты, мм:							12,5
диаметр	32,0	32,0	29,0	29,0	32,0	32,0	40,5	40,5
длина
Масса, кг	1,5	1,5	1,2	1,2	1,2	1,2	3,0	3,2

 

клапана, к которому газ поступает через окна кармана сква­жинной камеры.

Герметизация напора поступления газа обеспечивается дву­мя комплектами манжет. Обратный клапан предназначен для предотвращения перетока жидкости из подъемных труб в за­трубное пространство скважины.

Газлифтные клапаны Г по назначению делятся на пусковые и рабочие.

Управляющим давлением для пусковых клапанов является давление газа затрубного пространства скважины. Воздействуя на эффективную площадь сильфона, газ сжимает его, в ре­зультате чего шток поднимается, и газ, открывая обратный клапан, поступает в подъемные трубы.

Число устанавливаемых клапанов зависит от давления газа в скважине и ее глубины. Закрываются они последовательно по мере снижения уровня в затрубном пространстве скважины.

Понижение уровня в затрубном пространстве скважины продолжается до глубины расположения нижнего (рабочего) клапана.

На заданном технологическом режиме скважина должна ра­ботать через рабочий клапан при закрытых верхних (пусковых) клапанах, которые используются только в период пуска скважины.

Другим типом используемых клапанов является дифферен­циальный тип (КУ-25 и КУ-38), т.е. работающие от перепада давления в НКТ и затрубном пространстве.

Применение газлифтных клапанов позволяет регулировать поступление газа, нагнетаемого из кольцевого пространства в колонну подъемных труб.

Газлифтные клапаны в скважинных камерах уста­навливают специальным инструментом, спускаемым на проволоке гидравлической лебедкой. Эксцентрич­ность скважинной камеры обеспечивает при установ­ленном клапане сохране­ние свободного проходного сечения НКТ. Это позво­ляет выполнять необходи­мые работы в скважине без подъема НКТ (рис. 4.8 и табл. 4.3).

Скважина под газлифт­ную эксплуатацию может быть оборудована после окончания бурения и вск­рытия эксплуатационного объекта спуском НКТ с глу­хими (ложными) клапана­ми. По окончании фонта­нирования или после снижения устьевого давле­ния глухие клапаны заме­няются рабочими и сква­жину переводят на газ­лифтную эксплуатацию.

Скважинные камеры предназначены для посад­ки газлифтных или инги­биторных клапанов, глу­хих или циркуляционных пробок при эксплуатации нефтяных скважин фон­танным и ди-л газлифтным способом.

Сильфонная камера представляет собой конст­рукцию, состоящую из на­конечников, рубашки и кар­мана. Рубашка изготовлена из специальных овальных труб. Для уплотнения клапана в кармане предусмотрены по­садочные поверхности. В кармане камеры имеются перепуск­ные отверстия, через которые газ поступает к газлифтному клапану. При ремонтно-профилактических работах в кармане может быть установлена циркуляционная пробка, а при необ­ходимости заглушить перепускные отверстия - глухая пробка.

Одним из элементов внутрискважинного оборудования газ­лифтных скважин является промежуточный пакер с гидроме­ханическим управлением. Пакер предназначен для изоляции затрубного пространства скважин от трубного, а также разоб­щения зон затрубного пространства, расположенных выше и ниже его.

Пакер ПТГ-ЯГМ (рис. 4.9 и табл. 4.4) состоит из уплотня­ющего устройства, включающего в себя уплотнительные ман­жеты с обоймами и служащего для герметизации разобщаемых пространств ствола скважины, и устройства для фиксации па­кера в эксплуатационной колонне. Последнее устройство, удерживающее пакер от скольжения из-за перепада давления над и под ним, состоит из корпуса, шпонки, плашки и плашко-держателя. Его спускают в скважину на заданную глубину на конце колонны НКТ.

Пакер фиксируется на месте гидроприводом, состоящим из кожуха и поршня. Процесс осуществляется при перекрытии перехода пакера сбрасываемым шариком или приемным клапа­ном и созданием дополнительного гидравлического давления внутри колонны НКТ.

Уплотнительные манжеты пакера деформируются под дей­ствием осевого усилия от веса колонны НКТ. Проход пакера освобождается от седла с шариком при увеличении гидравли­ческого давления до значения необходимого для среза винтов клапанного устройства, а при применении приемного кла­пана — извлечением его инструментом канатной техники. Ра­бочее давление 21 МПа.

Пакер извлекают из скважины подъемом колонны НКТ.

 

1.2 Конструкция основных узлов и деталей оборудования

 

1.2.1 Конструкция глубинного газлифтного клапана

 

В настоящее время при эксплуатации скважин используется большое количество различных глубинных клапанов, принципи­ально предназначенных для установления или прекращения взаи­мосвязи подъемника с различными межтрубными пространствами. Все многообразие глубинных клапанов можно классифицировать по следующим признакам:

1)По назначению:

1.1)Пусковые — предназначены в основном для запуска газ­лифтных скважин в эксплуатацию, но широко применяются и при других способах эксплуатации; например, для повышения эффек­тивности работы скважин при явлении пульсации (сглаживание пульсаций).

1.2)Рабочие — предназначены для ввода газа в подъемник при газлифтной эксплуатации.

1.3)Концевые — предназначены для поддержания рабочего уровня жидкости ниже этого клапана и обеспечивают равномерное поступление газа в подъемник через клапан при изменении расчет­ных параметров газлифта, предотвращая явление пульсации. Уста­навливаются эти клапаны вблизи башмака подъемника.

2)По конструкции:

2.1)Пружинные.

2.2)Сильфонные.

2.3)Комбинированные.

3)По характеру работы:

3.1)Нормально открытые.

3.2)Нормально закрытые.

4)По давлению срабатывания:

4.1)От давления в затрубном пространстве.

4.2)От давления в НКТ (подъемнике).

По принципу действия клапаны являются дифференциальными. На рис. 4.9 приведены основные схемы глубинных клапанов. Все клапаны нижней части имеют промывочные обратные клапаны (на рис. 4.9 они не показаны).

Пружинный клапан (рис. 4.9 а) — по характеру работы относится к нормально открытым клапанам дифференциального типа. Клапан состоит из двух седел 7 и 10, двух клапанов 2 и 9, соединенных што­ком 3. На штоке имеется пружина б, один конец которой связан че­рез упор 7 с корпусом клапана 77, а другой — со штоком 3 через регу­лировочную гайку 5, закрепленную на нем. Клапан размещен в кор­пусе 77 и устанавливается на внешней стороне колонны НКТ 12.

Рис. 4.9. Принципиальные схемы глубинных клапанов: а — пружинный; б — сильфонный, срабатывающий от давления в затрубном пространстве Р& в — сильфонный, срабатывающий от давления в трубах РТ (подъемнике); г — комбинированный. 1 — нижнее седло клапана; 2 — нижний клапан; 3 — шток клапана; 4 — сильфонная камера; 5—регулировочная гайка; 6 — пружина; 7—упор пружины; 8 — отверстие в корпусе клапана; 9 — верхний клапан; 10- верхнее седло клапана; 11 — корпус клапана; 12 — стенка НКТ

 

 

В рабочем (открытом) положении нижнее седло 1 закрыто клапа­ном 2 за счет сжатой пружины 6. Верхний клапан 9 открыт. Газ под давлением Р_киз затрубного пространства через отверстие 8и верхнее седло 10 поступает в колонну НКТ (подъемник), газирует продук­цию скважины, в результате чего через определенный промежуток времени давление Р_гв НКТ и внутри корпуса клапана снижается.

Сильфонные клапаны выполняются по двум схемам: срабатыва­ющие от давления в затрубном пространстве Р_к (рис. 4.8 б) и от дав­ления в трубах Р_т (рис. 4.9 в). Основным элементом таких клапанов является сильфонная камера 4, заполненная, как правило, азотом до давления Р_с.

При повышении давления в затрубье газ сжимает сильфон, что приводит к открытию клапана 5 и поступлению сжатого газа в подъ­емные трубы. Клапан остается открытым до тех пор, пока расход газа не будет таким, при котором давление в затрубье станет меньше дав­ления в сильфоне. Тогда клапан закроется.

Комбинированный клапан, представленный на рис. 4.9 г, явля­ется синтезом пружинного и сильфонного клапанов.

Газлифтные клапана являются дорогостоящими сложными си­стемами и требуют не только высококачественных материалов, но и высокоточной технологии их изготовления.

 

1.3 Регулирование параметров (режима) работы оборудования (скважины) и их обслуживание

 

1.3.1 Обслуживание газлифтных скважин

 

Обслуживание, газлифтных скважин включает исследование газлифтных скважин, анализ их работы и устранение неис­правностей газлифтной установки. Целью исследования является определение параметров пла­стов, пластовых жидкостей и призабойной зоны для оценки рационального расхода рабочего агента (газа) по критерию мак­симума добычи нефти или минимума удельного расхода газа.

Целью исследования является определение параметров пла­стов, пластовых жидкостей и призабойной зоны для оценки рационального расхода рабочего агента (газа) по критерию мак­симума добычи нефти или минимума удельного расхода газа.

Основной метод исследования газлифтных скважин - метод пробных откачек. Забойное давление при этом определяется глубинным манометром или расчетом по давлению нагнетаемо­го газа.

Режим работы скважины можно изменить противодавлением на выкиде и расходом нагнетаемого газа. При этом необходимо добиваться устойчивого режима работы скважины - без пуль­сации буферного и затрубного давления.

По упрощенной методике исследований обходятся без при­менения глубинных манометров.

Для скважин с высоким коэффициентом продуктивности используют метод пробных откачек - при постоянном расходе нагнетаемого газа и переменном противодавлении на выкиде. Для скважин других групп — при переменном расходе газа и постоянном противодавлении на выкиде скважины.

В первом случае при установившемся режиме работы сква­жины замеряют расход и давление нагнетаемого газа, а также дебит скважины. При неизменном расходе газа сменой штуце­ра или перекрытием задвижки на выкиде изменяют режим ра­боты скважины. После установления режима снимают показа­ния рабочих параметров работы скважины (дебит и рабочее давление). По этим данным (минимум на двух-трех режимах) строят индикаторную диаграмму - кривую зависимости дебита от забойного давления. При этом считается, что изменение давления нагнетаемого газа на устье скважины примерно соот­ветствует изменению давления на забое скважины. По забой­ным давлениям и соответствующим им дебитам жидкости при различных режимах строится кривая и экстраполяцией нахо­дится пластовое давление с определением вида уравнения притока.

Во втором случае устанавливают минимальный расход газа (без пульсации давления) с замером дебита, давления и рас­хода нагнетаемого газа. Затем на 20-30 % увеличивают подачу газа и проводят замеры до уменьшения дебита по сравнению с предыдущим замером. После каждого режима определяют за­бойные давления и по ним - уравнения притока. На практике часто пользуются исследованиями для построения регулиро­вочных кривых - зависимостей дебита скважины <q_Ж и удельно­го расхода нагнетаемого газа (не менее чем на шести режи­мах).

Регулировочные кривые (рис. 4.10) имеют максимумы. Оп­тимальным (с энергетической точки зрения) является дебит, соответствующий координате точки касания кривой (Б), про­веденной из начала координат к кривой q_ж=f (q_г). Эта точка соответствует минимуму удельного расхода нагнетаемого газа (В). Максимум дебита (Л) потребует увеличения R_o.

Осложняющие условия эксплуатации газлифтных скважин требуют проведения необходимых оргтехмероприятий.

Для борьбы с пескопроявлением используют:

фильтры для закрепления призабойной зоны;

ограничение депрессии для предотвращения разрушения скелета нефтесодержащих пород;

конструкции подъемных лифтов и режимы их работы, при

которых обеспечивается полный вынос песка.

Для борьбы с парафином, гидратами, солеотложением, об­разованием эмульсии, несмотря на повышенную металлоем­кость установки, иногда используют второй ряд НКТ, что поз­воляет закачивать в кольцевое пространство между ними рас­творители и химреагенты без остановки скважины.

Образование ледяных и гидратных пробок в скважинах и негерметичностях лифта устраняют следующими методами:

устранением негерметичности лифта и уменьшением пере­пада давления на клапане;

вводом ингибитора в нагнетаемый газ;

подогревом газа;

снижением давления при прекращении подачи газа на скважину.

 

1.4Расчет оборудования

 

1.4.1 Расчет НКТ при компрессорном способе эксплуатации скважин. Определение пускового давления

 

Рассчитать двухрядный компрессорный подъемник без пакера при кольцевой схеме эксплуатации, если диаметр эксплуатационной колонны - 168x10,6 мм (внутренний диаметр 146,8); глубина скважины - 3200 м; средний зенитный угол наклона скважины - 13°; давление на забое - 21 МПа; давление на устье - 1,5 МПа; давление компрессора - 12 МПа; предполагаемый отбор жидкости из скважины - 45 м³/сут; плотность жидкости в скважине - 870 кг/м³; длина колонны НКТ - 2250 м; статический уровень жидкости в скважине - 740 м.

Решение.

Определим внутренний диаметр НКТ по формуле

 

 

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: