Система - газлифтная эксплуатация
Cтраница 1
Система газлифтной эксплуатации, не требующая линий электропередач большой протяженности, большого числа подстанций, механического и электрического оборудования, смонтированных на устье скважин, гораздо устойчивее к внешним воздействиям ( природные условия, стихия), поэтому вероятность простоя скважин, объем ремонтных работ и число выходящего из строя оборудования значительно меньше, чем при насосных способах добычи нефти. [1]
При проектировании системы газлифтной эксплуатации необходимо определить поверхность подогревателя газа высокого давления. Предположим, что давление, температура и общий расход газа, продаваемого к подогревателю, известны, а процессы теплообмена на всех участках стационарны. [2]
 |
Принципиальная технологическая схема блочной установки осушки. [3] |
Институтом ВНИИСПТнефть и ЦКБН проводятся работы по созданию блочных автоматизированных установок осушки газа диэтиленгликолем производительностью 100, 200 и 300 тыс. м3 / сут на рабочее давление 100 кгс / см2 для использования в системе газлифтной эксплуатации скважин и производительностью 500 тыс. м3 / сут на рабочее давление 6 кгс / см2, предназначенных для использования в системах сбора газа. [4]
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 насыщения 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. [5]
Имеется ряд модификаций этих установок, наиболее совершенной из которых является установка двухступенчатой осушки. Однако в системе газлифтной эксплуатации нефтяных промыслов достаточно применение одноступенчатой осушки газа с использованием в качестве поглотителей влаги водных растворов этиленгликолей. Они наиболее предпочтительны в практике эксплуатации, поскольку обладают хорошей осушающей способностью в ДОВОЛЕ НО широком интервале давлений, температур и концентраций, имеют высокую устойчивость против окисления и термического разложения, низкие коррозионные свойства и слабо взаимодействуют с углеводородными компонентами. [6]
При бескомпрессорном газлифте природный газ транспортируется до места расположения газлифтных скважин и обычно проходит предварительную подготовку на специальных установках, которая заключается в отделении конденсата и влаги, а иногда и в подогреве этого газа перед распределением по скважинам. Избыточное давление обычно понижается дросселированием газа через одну или несколько ступеней штуцеров. Существует система газлифтной эксплуатации, которая называется внутрискважинным газлифтом. В этих системах источником сжатого газа служит газ газонооных пластов, залегающих выше или ниже нефтенасыщенного пласта. Оба пласта вскрываются общим фильтром. [7]
При бескомпрессорном газлифте природный газ транспортируется до места расположения газлифтных скважин и обычно проходит предварительную подготовку на специальных установках, которая заключается в отделении конденсата и влаги, а иногда и в подогреве этого газа перед распределением по скважинам. Избыточное давление обычно понижается дросселированием газа через одну или несколько ступеней штуцеров. Существует система газлифтной эксплуатации, которая называется внутрискважинным газлифтом. В этих системах источником сжатого газа служит газ газоносных пластов, залегающих выше или ниже нефтенасыщенного пласта. Оба пласта вскрываются общим фильтром. [8]
Для работы газлифтных скважин используется углеводородный газ, сжатый до давления 4 - 10 МПа. Источниками сжатого газа обычно бывают либо специальные компрессорные станции, либо компрессорные газоперерабатывающих заводов, развивающие необходимое давление и обеспечивающие нужную подачу. Такую систему газлифтной эксплуатации называют компрессорным газлифтом. Системы, в которых для газлифта используется природный газ из чисто газовых или газоконденсатных месторождений, называют бескомпрессорным газлифтом. [9]
Для работы газлифтных скважин используется углеводородный газ, сжатый до давления 4 - 10 МПа. Источниками сжатого газа обычно бывают либо специальные компрессорные станции, либо компрессорные газоперерабатывающих заводов, развивающие необходимое давление и обеспечивающие нужную подачу. Такую систему газлифтной эксплуатации называют компрессорным газлифтом. Системы, в которых для газлифта используется природный газ из чисто газовых или газоконденсатных месторождений, называют бескомпрессорным газлифтом. [10]
При этом методе после промывки скважины по межтруб ному пространству подается гранулированный или порошковый магний вместе с жидкостью-магнийносителем, а по НКТ-соля-покислотный раствор. При соединении реагентов на забое происходит частичное растворение гранулированного или порошкового магния в кислотном растворе. Магний с жидкостью магнкйносителем к реакционной смесью высокой остаточной кислотности проникает в трещины пласта, где заканчивается реакция магния с кислотным раствором и в условиях высоких температур происходит расплавление отложений парафинов и асфальтосмолистых веществ и растворение карбонатов н продуктов коррозии. Спустя 30 мин после закачки последних порций реагента в пласт скважина осваивается и пускается в эксплуатацию с помощью компрессора или газа высокого давления из газопровода системы газлифтной эксплуатации скважин. [11]
Страницы: 1