36. Компрессорный и бескомпрессорный способы эксплуатации нефтяных скважин: технологический процесс, достоинства и недостатки.

При компрессорном способе разработки в скважину опускают две параллельные колонны из составных труб. Одна из них внутренняя имеет название подъемной, по ней нефть поднимается к устью скважины, другая имеет название воздушной. Она является наружной по отношению к подъемной. По ней в скважину, подается давление от газлифтовой компрессорной станции, поступает газ. Подъемная труба более короткая по сравнения с воздушной

Различают два способа компрессорной добычи нефти: газлифт, когда рабочим газом является природный газ; р-лифт, когда рабочим газом является воздух.

Способ р-лифта менее распространен в связи с окислением нефти при контакте с воздухом.

Механизм подъема нефти основан на принципе вытеснения нефти на выходную линию скважины за счет уравновешивания искусственно созданной разности давлений между естественным нефтяным столбом, заполняющим пространство между трубами (обсадной и воздушной). И нефтегазовая смесь (с пониженной плотностью и вязкостью) вытесняется в подъемную трубу.

«+»: отсутствие подвижных деталей и механизмов, возможность эксплуатации скважин с высоким содержанием песка, удобство обслуживания и ремонта оборудования (все оборудование находится на поверхности земли), простота регулирования дебета углеводородов.

«-»: затраты на строительство сети газопровода и установки мощных компрессорных станций, низкий КПД газлифтового подъемника.

Существует технологии бескомпрессорного лифта. Без дополнительной компрессии, когда газ подается (по возможности) из газовых пластов. Это позволяет значительно снизить капиталовложения, ограничено наличием газов в естественных шапках. Если в газовых скважинах высокого давления нет, то для газлифтинга используют попутный газ.

Бескомпрессорный лифт реализуется по следующей схеме: газ из скважины через газовый сепаратор подается на теплообменник, после дополнительной очистки и нагревание газ проходит через газораспределительную батарею и подается к газлифтным скважинам.

Цикл замкнут.

37. Технологии, обеспечивающие постоянство дебета: методы защиты от образования песчаных пробок на призабойной зоне. Осложнения эксплуатации газовых скважин с большим количеством кислых газов: ингибирование, электрохимические методы. Катодная защита.

Технологии, обеспечивающие постоянство дебита: методы защиты от образования песчаных пробок на призабойной зоне. Осложнение эксплуатации газовых скважин с большим количеством кислых газов: ингибирование, электрохимические методы. Катодная защита. Для обеспечения оптимального дебета большое значение имеет выбор труб оптимального диаметра исходя из двух критериев: максимального выброса из забоя скважины твердых и жидких примесей и минимума потерь давления в трубах. Вынос твердых частиц обеспечиваются в том в случае когда скорость отхода потока будет выше критической и твердые частицы будут находится во взвешенном состоянии. Постоянство дебета будет зависеть также от состояния призабойной зоны и числа одновременно эксплуатируемых продуктивных пластов в скважине. Методы защиты от образования песчаных пробок требуют установку фильтров на основе труб с щелевыми, либо круглыми отверстиями диаметром или проволочных фильтров с навивкой на трубу проволоки с малым шагом. Методы по исключению заводнения включают временную остановку скважины для поглощения пластом жидкости. Продувку скважины в атмосферу или через сифонные трубки, добавки пенообразующих веществ. Методы удаления влаги могут быть, как периодическим, так и непрерывными в зависимости от количества принимаемой жидкости. Эксплуатации скважин с большим кол-вом кислых газов. Содержание которых может достигнуть до 25-25%, что требует защиты обсадных и фонтанных труб от агрессивного воздействия среды. Методы защиты ингибирование(использование химич. в-в замедляющих процесс, окисление). Применение ингибиторов происходит путем инжекции в межтрубное пространство или закачкой в пластовую породу химических реагентов. Создание искусственного контакта обсадных труб с пластинами более электроотрицательных металлов магния и цинка, что приводит к коррозии пластин, а не эксплуатационных труб. Катодная защита подключаются трубы к катодной станции постоянного тока, а на рядом расположенный отрезок трубы подключается положительный потенциал что приводит к разрушению анода.

38. технология многопластового бурении. Назначение пакеров. Может производится путем бурения нескольких скважин, что приводит к значительному удорожанию в капитальных затратах или бурению одной скважин пронизывающей несколько пластов. При эксплуатации скважины необходимо применение пакеров, в противном случае контроль и регулирование разработки отдельных пластов невозможно осуществлять без пакеров. Разъединитель или разобщитель пластов, уплотнение в панере создается за счет применения резины или вторпласта, закрепляют на трубе между фонтанными трубами, число фонтанных труб пропорционально числу пластов.

Пакер

(англ. packer — уплотнитель, от pack — упаковывать, уплотнять), приспособление в буровой скважине для перекрытия и герметизации отдельных зон скважин (нефтяных, газовых, водяных, геологоразведочных). Впервые П. предложены в конце 19 в. Основные разновидности П.: забойные, разобщители, изолирующие. Забойный П. с клапаном-отсекателем пласта устанавливается на длительный период эксплуатации скважины в забое (над её фильтровой частью) для предотвращения самопроизвольного аварийного фонтанирования во время подземного ремонта (из-за высокого пластового давления, при поломке узлов фонтанной арматуры и т. п.). П.-разобщители используются для разобщения полостей буровой скважины, соединённых с разными продуктивными горизонтами, для извлечения пластовой жидкости (газа) отдельно из каждого горизонта по стволу одной скважины без смешивания добываемой жидкости (газа), а также раздельной закачки в разные пласты жидкости или газа по одной скважине. При активно абразивном или сильно коррозионном воздействии пластовой жидкости (газа, воды) на эксплуатационную колонну скважины применяют П., изолирующие затрубное пространство и позволяющие направить весь поток добываемой жидкости по центральному ряду подъёмных труб.