2018-03-09
131
Способ эксплуатации нефтяных скважин, при котором подъем жидкости из пласта на поверхность осуществляется сжатым газом, нагнетаемым в колонну подъемных труб через башмак или через клапаны, называется газлифтным.
Для подъема жидкости сжатым газом в скважине необходимы два канала:
1) Для подачи газа;
2) Для подъема на поверхность жидкости.
В зависимости от числа рядов труб, спускаемых в скважину, их взаимного расположения и направления движения газа и газонефтяной смеси применяют газовые подъемники (газлифты) различных типов и систем.
Если в качестве рабочего агента служит воздух, систему называют воздушным подъемником или эрлифтом. Иногда в качестве рабочего агента для газового подъемника используют газ из газовых пластов с высоким давлением. В этом случае система называется бескомпрессорным газлифтом.Газлифт должна быть компрессорным и бескомпрессорным. При бескомпрессорном газлифте природный газ под собственным давлением поступает из скважин газовых или газоконденсатных месторождений. Там же осуществляется его очистка и осушка. На нефтяном промысле иногда его только подогревают. В случае если нефтяная и газовая залежи залегают на одной площади, то при достаточно высоком давлении в газовой залежи должна быть организован внутрискважинный бескомпрессорный газлифт. Его отличительная особенность поступление газа из выше - или нижезалегающего газового пласта непосредственно в нефтяной скважине.
В случае если на промысле уже организована газлифтная эксплуатация скважин, а забойные давления и дебиты уменьшились (менее 50 т/сут), то для повышения технико-экономической эффективности добычи нефти работу скважин можно перевести с непрерывного газлифта на периодический, при котором газ закачивается в скважину периодически.
Рабочее давление в действующей газлифтной скважине всегда меньше пускового, иногда в несколько раз. Это объясняется тем, что в процессе эксплуатации скважины давление сжатого газа в затрубном пространстве уравновешивает гидростатический столб в подъемных трубах газонефтяной смеси с очень небольшой средней плотностью, а не жидкости, как при пуске скважины.
При компрессорной эксплуатации скважины на нефтяном месторождении необходимо предусмотреть одну или несколько компрессорных станций с установленными в них компрессорами — машинами, сжимающими газ или воздух до необходимого давления. Компрессоры применяют поршневые двух и трехступенчатые, газомоторные типа 8ГК, рассчитанные на давление до 5 МПа при производительности 13 м 3 /мин.
Регулирование дебита фонтанной скважины.
Регулирование технологического режима работы скважины (дебита) осуществляют созданием противодавления на устье. Для этого на выкидных линиях после запорных устройств ставят регулирующие устройства (штуцеры), обеспечивающие дросселирование потока вследствие изменения площади проходного сечения. Регулировать дебит задвижками нельзя, так как из-за наличия песка в продукции происходит быстрый износ запорных устройств задвижек (плашек) и они выходят из строя. Поэтому рабочие положения задвижек либо полностью открыты, либо полностью закрыты.
Штуцер представляет собой диафрагму или короткую втулку (насадку) с малым отверстием. Диаметр отверстия штуцера может составлять 3-25 мм.
Простейшие штуцеры представляют собой диск толщиной 7-10 мм, в центре которого имеется отверстие с резьбой для завинчивания штуцерной втулки, или стальную круглую болванку с фланцем на одной стороне и продольным отверстием посередине. Для замены штуцера рабочую выкидную линию отключают, а работу скважины переводят на запасную линию, затем снижают давление в рабочей линии до атмосферного. Недостатки таких штуцеров: необходимость замены штуцерной втулки при разъедании проходного отверстия песком, а также продолжительность операции по смене штуцерной втулки. Устьевой штуцер, рассчитанный на рабочее давление 35 Мпа.
