Cтраница 2
КОМПРЕССОРНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ - способ эксплуатации нефтяных скважин, при котором в помощь пластовой энергии, уже недостаточной для подъема нефти на поверхность, к башмаку подъемных труб подводится сжатый в компрессорах нефтяной газ ( газлифт) или воздух ( эрлифт), энергия расширения которых используется для подъема нефти. [16]
Поэтому характерной особенностью способа эксплуатации нефтяных скважин ГПНУ является необходимость тщательной увязки схем и состава установок с общепромысловыми системами сбора и первичной подготовки продукции скважин. [17]
В любом случае при выборе способа эксплуатации нефтяных скважин целесообразно предварительно оценить эффективность различных способов эксплуатации с учетом принятой совокупности критериев и промысловых условий. [18]
Разработка в течение последних десятилетий оборудования и способов эксплуатации нефтяных скважин глубинными бесштанговыми насосами стала необходимой вследствие усложнения ее условий и повышения требований весьма быстро развивающейся нефтедобывающей промышленности к технике и технологии добычи нефти. [19]
В случае когда в качестве рабочего агента используется нефтяной газ залежи нефти с высокими пластовыми давлениями или сжатый природный газ, тогда способ эксплуатации нефтяных скважин называют бескомпрессорным газлифтом. Часто на газонефтяных месторождениях применяется так называемый внутри-скважинный газлифт, когда природный сжатый газ поступает из газового пласта в подъемник непосредственно в скважине. [20]
Извлечение нефти из недр земли осуществляется за счет энергии двух видов - естественной энергии пласта и энергии, подаваемой в скважину тем или иным способом. Способ эксплуатации нефтяной скважины, при котором используется энергия пласта, называется фонтанным. [21]
Извлечение нефти из недр земли осуществляется за счет энергии двух видов - естественной энергии пласта и энергии, подаваемой в скважину тем или иным способом. Способ эксплуатации нефтяной скважины, при котором используется энергия пласта, называется фонтанным. Фонтанный способ применяется в начальный период эксплуатации, когда пластовое давление залежи достаточно велико. Фонтанный способ наиболее экономичен. Скважины, эксплуатирующиеся фонтанным способом, оборудуют специальной арматурой, которая позволяет герметизировать устье скважины, регулировать и контролировать режим работы скважины, обеспечивать полное закрытие скважины под давлением. [22]
В последние годы на ряде старых месторождений Баку наблюдается сравнительно быстрое изменение характеристик скважин, требующее существенного изменения режима их эксплуатации. Это обстоятельство нужно обязательно учитывать при внедрении способа эксплуатации нефтяных скважин при помощи гидропоршневых установок. Дело в том, что по некоторым месторождениям отмечается снижение пластового давления и падение динамического уровня жидкости в скважинах. На некоторых месторождениях с применением вторичных методов эксплуатации нередко происходит обводнение скважин, и тогда возникает необходимость форсировать откачку жидкости из них. Как в первом, так и во втором случаях требуется увеличение мощности погружного агрегата и иногда значительное. Поэтому прежде, чем оборудовать ту или иную скважину, необходимо оценить ее состояние, возможные перспективы эксплуатации в ближайшие годы и наличие в резерве гидропоршневых насосных агрегатов с новыми более высокими параметрами. [23]
Гпроцесс эксплуатации нефтяных скважин связан с подъемом нефти от уровня продуктивных пластов ( с забоя) на поверхность земли. На практике эксплуатация нефтяных скважин1 ведется фонтанным, газлифтным или насосным способом. Выбор способа эксплуатации нефтяных скважин в первую очередь определяется пластовым давлением рпл. Если рпп достаточно для подъема столба жидкости ( нефти с растворенным газом и водой) на поверхность с некоторым избыточным давлением, то применяют фонтанный способ эксплуатации нефтяных скважин. [24]
Газлифтный способ эксплуатации скважин, как показала практика отечественной и зарубежной нефтяной промышленности, экономически высокоэффективен. Переводить скважины на газлифтный способ эксплуатации можно в самые различные периоды разработки месторождения: в самом начале разработки, если пластовое давление не обеспечивает естественного фонтанирования, и в период окончания фонтанирования, которое может наступить в результате истощения залежи и падения пластового давления или в результате прогрессирующего обводнения. Следовательно, при внедрении газлифтного способа эксплуатации необходимо рассматривать совместную работу системы скважина - пласт, несмотря на то что движение газожидкостных смесей в вертикальных трубах и фильтрация однородных или неоднородных жидкостей в пласте имеют свои особенности. Практика применения газлифта на месторождениях Кубани показала, что этот способ эксплуатации нефтяных скважин может быть осуществлен без значительных капитальных затрат, без изменения существующей системы сбора, подготовки и транспорта нефти и газа, при этом исключаются потери используемого для подъема жидкости газа, если на устье газлифтных скважин поддерживать определенное давление. Связь работы пласта и подъемника - лифта осуществляется через общее забойное давление. [25]
В НКП свиту должно быть пробурено 4 скважины. Максимальный уровень добычи ожидается в четвертом проектном году. Скважины будут работать с прорывом газа из газовой шапки. Способ эксплуатации нефтяных скважин - фонтанный. [26]
Колонная головка применяется при любых методах эксплуатации скважины и монтируется обычно на все время ее эксплуатации. В процессе работы колонные головки испытывают большое давление, особенно при фонтанной эксплуатации. В связи с этим при изготовлении их предъявляют очень высокие требования. Колонная головка клиновая, состоит из корпуса, в котором размещены клинья для подвески эксплуатационной обсадной колонны, и пакер - уплотнение для герметизации межтрубного пространства. Корпус головки через патрубок и фланец опирают на фланец промежуточной обсадной колонны. Сверху корпуса устанавливают катушку с фланцем, на которой закрепляют фонтанную арматуру. Уплотнение соединительных фланцев выполняют в виде колец из малоуглеродистой стали. Колонные головки выпускают на рабочее давление 7 5; 12 5; 20; 30; 35; 70; 100 МПа. В заводских условиях колонные головки подвергают гидравлическим испытаниям на пробное давление, равное двухкратному рабочему, за исключением рабочих давлений в 70 и 100 МПа, где пробное давление равно 1 5 рраб - Непосредственно для подъема нефти на поверхность в скважину опускают колонну насосно-компрессорных труб. Верх их закрепляют в колонной головке. В зависимости от способа эксплуатации нефтяных скважин эти трубы называют фонтанными, компрессорными, насосными, подъемными. Сортамент насосно-компрессорных труб включает следующие диаметры: 33, 42, 48, 60, 73, 89, 102 и 104 мм при толщине стенок от 4 до 7 мм. Трубы имеют на концах резьбу и их соединяют друг с другом с помощью специальных резьбовых муфт. [27]