55. Регулирование фонтанных скважин.

После пуска фонтанной скважины в эксплуатацию принимают меры по обеспечению длительного и бесперебойного фонтанирования ее, и по наиболее рациональному расходованию пластовой энергии. Правильная эксплуатация фонтанной скважины заключается в обеспечении оптимального дебита при возможном меньшем газовым факторе, при минимальном поступлении песка из пласта в скважину и не допущении преждевременного прорыва в скважину контурных или подошвенных вод. Работа фонтанной скважины в большинстве случаев регулируется созданием противодавления на выкидных линиях при помощи штуцеров, которые устанавливаются после задвижек. Штуцер - это цилиндрический диск или стержень со сквозным относительно небольшим отверстием. Диаметр отверстия зависит от заданного режима эксплуатации скважины и подбирается опытным путем. Для увеличения срока службы штуцеры изготавливают из износостойкой стали. Чем меньше отверстие в штуцере, тем больше сопротивление создается на пути движения жидкости, тем выше буферное давление скважины и тем меньше, соответственно, ее дебит.

56. Газлифтная эксплуатация нефтяных скважин

 

Логическим продолжением фонтанной эксплуатации является газлифтная эксплуатация, при которой недостающее количество газа для подъема жидкости закачивают в скважину с поверхности. Если притекающую пластовую энергию, характеризуемую газовым фактором, дополняют энергией газа, закачиваемого в скважину с поверхности, происходит искусственное фонтанирование, которое называется газлифтным подъемом, а способ эксплуатации – газлифтным (компрессорный).

57. Бескомпрессорный и внутрискважинный газлифт.

Бескомпрессорный газлифт, как показала зарубежная практика его применения, оказался экономически выгодным даже в том случае, если газ высокого давле-ния подается за несколько десятков километров на пункт очистки и осушки, а затем вновь возвращается на нефтяное месторождение с целью использования его для подъема жидкости из скважин. При внедрении компрессорного газлифта определение устьевого давления и давления сепарации должно сопровождаться экономическими расчетами.  [1]

Бескомпрессорный газлифт за последние годы широко применяют во многих нефтедобывающих районах страны. Он успешно внедряется в Краснодарском крае, на Украине, в Киргизии, Узбекистане, Туркмении, Казахстане, Тюменской области ( Главтюменнефтегаз), Азербайджане, Дагестане и на Сахалине.  [2]

Бескомпрессорный газлифт с использованием природного газа в качестве рабочего агента может применяться в скважинах, пробуренных с конструкцией для газлифта, только при условии утилизации газа.

Внутрискважинный газлифт исключает необходимость предварительной подготовки газа, но вносит трудности в регулировку работы газлифта. Этот способ оказался эффективным средством эксплуатации добывающих скважин на нефтяных месторождениях Тюменской области, в которых над нефтяными горизонтами залегают газонасыщенные пласты с достаточными запасами газа и давления для устойчивой и продолжительной работы газлифта.  [1]

Внутрискважинный газлифт - способ эксплуатации, когда рабочий агент поступает из газового пласта, находящегося в разрезе скважины, пробуренной для эксплуатации нефтяной залежи. Взаимное расположение нефтяного и газового пластов может быть различным, пластовое давление в газовом пласте рпг может быть выше или ниже, чем в нефтяном рШ1 - Чаще всего возникает необходимость разделения пластов пакером и ограничения нефтяного или газового потока на входе в подъемные трубы с помощью штуцера определенного диаметра. Во всех случаях методики расчета параметров при совместной разработке пластов похожи.  [3]