Cтраница 2
Затрубный глубинно-насосный газ подается в общий коллектор подвесными индивидуальными компрессорами, работающими от глубиннонасосного привода. Сепарация газа производится на газосборном пункте, откуда газ поступает во внешнюю сеть и на газлифтный цикл. [16]
Установлено, что наибольшую эффективность при использовании штанговых глубиннонасосных установок получают, когда дебит не превышает 70 м3 / сут. Газлифтный способ добычи нефти целесообразно применять на месторождениях с дебитами скважин более 500 м3 / сут в том случае, если запасы газа достаточны для осуществления газлифтного цикла. Для большинства месторождений намеченные объемы механизированной добычи нефти могут быть обеспечены при использовании отечественного оборудования. [17]
В системе обустройства указанных месторождений предусмотрен совместный транспорт-нефтегазоводянои смеси от скважин до групповых замерно-сепарационных установок за счет избыточного устьевого давления. При этом действуют автоматизированные технические системы сбора, транспорта и подготовки нефти и газа с законченным технологическим циклом, где происходит деэмуль-сация нефти; замкнутый транспорт газа в системе газлифтного цикла; резервуарный учет нефти; периодический замер дебита нефти, газа и обводненности продукции скважин на групповых замерно-сепарационных установках. [18]
При сжатии газа в компрессорах до абсолютного давления выше 20 am и дальнейшей его транспортировке по трубе недопустимо содержание в нем сероводорода свыше 0 002 % объемн. При абсолютном давлении до 5 am концентрация сероводорода допустима до 0 05 % по объему. Из этого следует, что в промысловых условиях требуется весьма тщательная очистка газа, направляемого: а) в компрессоры, подающие его в пласт для поддержания пластового давления с целью вытеснения нефти из пласта; б) в компрессоры газлифтного цикла; в) в компрессоры системы дальнего транспорта. [19]
На некоторых месторождениях целесообразно применение компрессорного газлифтного способа добычи нефти. Фактором, оказывающим существенное влияние на эффективность применения такой схемы, является необходимость выполнения в короткие сроки большого объема строительно-монтажных работ, что в новых условиях достаточно сложно. В оборудовании скважин здесь предусматривается автоматизированная станция, обеспечивающая замер дебита, сепарацию и осушку газа с регенерацией реагента ( диэтиленгли-коля), добавку поверхностно-активных веществ. Использование такого оборудования позволяет значительно повысить энергетические показатели газлифтного цикла. [20]
Он пишет, что вертикальный поток жидкостных пробок более сложен, чем какой-либо многофазный непрерывный вертикальный или горизонтальный поток. Неизученность природы жидкостной пробки делает безнадежными попытки аналитического описания явлений. Аналитическое изучение периодического газлифта из-за большого числа подлежащих учету переменных чрезвычайно сложно. Возможность существования режимов, отличных от режима типа пробки, природа силовых полей, действующих в системе, межфазовая неустойчивость, изменение рабочих принципов существующих газлифтных клапанов и полная неизученность естественных законов физических явлений, происходящих в течение газлифтного цикла, представляют только часть встречающихся трудностей. [21]