Схема автоматизации газлифтной скважины

Газлифтный способ заключается во введении в поток газа для уменьшения среднего удельного веса нефтяной смеси. Эффективность зависит от места ввода газа – чем глубже вводят газ, тем полнее используют его энергию.

Увеличение глубины ввода газа достигается повышением его давления нагнетания и применением газлифтных клапанов.

Газлифтный подъемник (газлифт; эрлифт) состоит из 2-х трубопроводов: для подачи газа или воздуха – нагнетательные трубы; для подъема жидкостной смеси – подъемные трубы.

Если по нагнетательному трубопроводу подавать газ, то последний вытеснит сначала всю находящуюся в них жидкость и начнет поступать в подъемные трубы и перемешиваться с ней. Плотность жидкости уменьшится, уровень жидкости в подъемных трубах будет подниматься. Чем больше вводят газа, тем на большую высоту поднимется смесь.

Высота подъема смеси зависит также и от степени погружения подъемных труб в жидкость. Если подъемные трубы спущены под уровень жидкости на малую глубину, то нагнетательный газ может прорваться сквозь небольшой столб жидкости и жидкость практически не будет выноситься на поверхность.

Виды газлифта:

Газлифт бывает непрерывным и периодическим. При периодическом газ поступает в затрубное пространство непрерывно или периодически, а жидкость на устье скважины подается после накопления ее (периодическими выбросами).

Схема автоматизации обеспечивает: контроль и регистрацию давления и расхода газа; регулирование давления закачиваемого газа клапаном 11; вычисление необходимого расхода газа для поддержания требуемого дебита скважины; автоматическое прекращение подачи газа в скважину по сигналу электроконтактного манометра 8 с помощью отсекающего клапана 12 по команде с ГЗУ; прекращение подачи газа по команде с групповой замерной установки или с диспетчерского пункта КС; перекрытие выкидного коллектора отсекателем 9 при повышении или резком понижении давления.

Задачи и функции системы добычи нефти с помощью УЭЦН. Система управления погружным ЭЦН

УЭЦН

В процессе разработки нефтяных залежей происходит обводнение добываемой продукции. Так как плотность воды больше плотности нефти, это приводит к увеличению плотности газожидкостной смеси, движущейся в фонтанной скважине, что в свою очередь ведет к прекращению процесса фонтанирования и уменьшению дебита скважины. В таких случаях скважину переводят на механизированный способ добычи нефти и применяют электроцентробежные насосные установки, особенно для эксплуатации обводненных, высокодебитных, глубоких и наклонных скважин.

Применение погружных ЭЦН позволяет вводить скважины в эксплуатацию сразу же после бурения. Производительность меняется от напора: при увеличении напора производительность снижается, при снижении увеличивается. Для разных насосов напоры могут снижаться с различным числом ступеней. Для привода погружных ЦН изготавливаются асинхронные ПЭД. Двигатели защищены от попадания внутрь пластовой жидкости, что достигается заполнением их трансформаторным маслом, находящимся под избыточным давлением (относительно внешнего гидростатического давления в скважине) 0,2МПа.