Устье - газлифтная скважина
Cтраница 1
Устье газлифтной скважины оборудуют арматурой, которая остается там после окончания ее фонтанирования. [1]
Устье газлифтной скважины оборудуют стандартной фонтанной арматурой, рабочее давление, которой должно соответствовать максимальному ожидаемому на устье скважины. Арматуру до установки на скважину спрессовывают в сборном виде на пробное давление, указанное в паспорте. [2]
Устье газлифтной скважины оборудуют стандартной фонтанной арматурой, рабочее давление которой должно соответствовать максимальному, ожидаемому на устье скважины. Арматуру до установки на скважину спрессовывают в собранном виде на пробное давление, указанное в паспорте. После установки на устье скважины ее спрессовывают на давление, допустимое для опрессовки эксплуатационной колонны, при этом независимо от ожидаемого рабочего давления арматуру монтируют с полным комплектом шпилек и уплотнений. Под ее выкидными и нагнетательными линиями, расположенными на высоте, устанавливают надежные опоры, предотвращающие падение труб при ремонте, а также вибрацию от ударов струи. [3]
На устье газлифтной скважины устанавливают арматуру, которая предназначена для тех же целей, что и арматура фонтанных скважин. [4]
Для оборудования устья газлифтных скважин из указанных арматур применяются рассчитанные на рабочее давление ( по ряду) 7, 14, 21, 35 МПа и с условным диаметром прохода стволовой елки 50, 65, 80, 100 мм. [5]
 |
Техническая характеристика скважинных камер. [6] |
Для оборудования устья газлифтной скважины используется фонтанная арматура ( см. гл. [7]
Арматура, устанавливаемая на устье газлифтных скважин, аналогичная фонтанной арматуре и имеет то же назначение - герметизацию устья, подвеску подъемных труб и возможность осуществления различных операций по переключению направления закачивания газа, операций по промывке скважины и пр. [8]
В состав оборудования для эксплуатации скважин газлифтным способом входят: колонна насосно-компрессорных труб с рабочими и пусковыми клапанами, пакер, клапан-отсекатель, ингиби-торный клапан, клапан аварийного глушения, разъединитель и прочие устройства, наличие которых обусловлено особенностями технологического режима эксплуатации скважин и характером пласта. Устье газлифтной скважины оборудуется колонной головкой и устьевой арматурой, позволяющими герметизировать межтрубное пространство, подвешивать одну или несколько колонн насосно-компрессорных труб, подводить в скважину газ, отводить продукцию пласта в промысловую сеть. [9]
Для борьбы с отложением парафина применяются и другие методы, как, например, остеклованные или эмалированные трубы, на гладкой поверхности которых парафин не удерживается и уносится потоком жидкости. На устье газлифтных скважин устанавливается регулирующая аппаратура - обычно клапан-регулятор давления с мембранным исполнительным механизмом, регулирующим давление после себя, для поддержания постоянного давления нагнетаемого в скважину газа, так как в магистральных линиях часто наблюдаются колебания давления, нарушающие нормальную работу скважин, а иногда вызывающие и их остановку. При такой централизации контроля и управления за работой газлифтных скважин улучшается надежность и качество их обслуживания. [10]
Устьевое оборудование фонтанных скважин в основном удовлетворяет приведенным требованиям, за исключением некоторых, связанных со спецификой газлифтного способа эксплуатации скважин. Поэтому обычно устье газлифтных скважин оборудуется фонтанной арматурой. [11]
 |
Глухая пробка П. [12] |
Устьевое оборудование фонтанных скважин в основном удовлетворяет приведенным требованиям, за исключением некоторых связанных со спецификой газлифтного способа эксплуатации скважин. Поэтому обычно устье газлифтных скважин оборудуется фонтанной арматурой. [13]
На рис. 44 приведена схема подачи газа на газлифт-ные нефтяные скважины из кольцевого газосборного коллектора. Здесь каждая нефтяная скважина подключена к газосборному коллектору, в который газ подается из газовой скважины или компрессорами. Необходимое количество газа регулируется автоматами подачи газа, устанавливаемыми у устья газлифтных скважин. [14]
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. [15]
Страницы: 1 2