Головна |
Внутріскважінного бескомпрессорний газлифт можна здійснювати в тому випадку, якщо газовий пласт залягає вище або нижче нафтового і володіє достатньою енергією (тиском і запасами газу) для стійкої і тривалої роботи. Обидва пласта перфорацією повідомляються зі свердловиною.
Можуть бути різні технологічні схеми (рис. 4.15) введення газу в залежності від розташування пластів і пластового тиску в них.
За схемою рис. 4.15, а, газовий пласт залягає над нафтовим. У свердловину спускається один ряд НКТ з двома гідравлічними пакерами: нижній 10 роз'єднує газовий і нафтовий пласти; верхній 5 відокремлює затрубний простір від високого тиску газового пласта. Між пакерами є газліфтна камера 6 з газліфтним клапаном 7 або штуцерні пристроєм для регулювання витрати вводиться газу.
Додатково в схему введено такі вузли:
Мал. 4.15. Технологічні схеми внутріскважінного газліфта:1 - нафтової пласт; 2 - газовий пласт; 3 - насосно - компресорні труби; 4 - верхній циркуляційний клапан; 5 - верхній гідравлічний пакер; 6 - скважинная газліфтна камера; 7 - Газліфтний клапан; 8 - Телескопічне пристрій; 9 - нижній циркуляційний клапан; 10 - Нижній гідравлічний пакер; 11 - Зворотній клапан; 12 - Верхній гидромеханічеський пакер; 13 - вузол перехресного течії; 14 - штуцер; 15 - колона труб; 16 - нижній гидромеханічеський пакер; 17 - пакер
- Зворотній клапан 11 для опресовування НКТ і пакеров, посадки верхнього і нижнього гідравлічних пакеров створенням надлишкового тиску в НКТ (це Башмачний зрізний або знімний клапан, який спускається і піднімається на дроті канатним методом);
- Циркуляційні клапани: верхній 4 для освоєння, глушіння свердловини і забезпечення експлуатації одночасно по НКТ і затрубному простору при необхідності отримання високих відборів; нижній 9 для промивання можливих відкладень піску і бруду перед підйомом нижнього пакера з свердловини;
- Телескопічне пристрій 8, забезпечує почергової зрив пакеров перед підйомом з свердловини.
При роботі газ надходить через газліфтний клапан в НКТ і далі по НКТ піднімається газонафтова суміш. Підбором змінного штуцера здійснюється настройка клапана, що
забезпечує подачу заданої витрати газу при необхідному тиску. Для дослідження газового пласта в ніпель нижнього циркуляційного клапана встановлюється глуха пробка, що перекриває канал надходження нафти.
Внутріскважінного і в цілому бескомпрессорний газлифт знайшов широке застосування на родовищах Західного Сибіру, ??де газові пласти залягають над нафтовими. Газ з газових свердловин подається безпосередньо в нафтові свердловини того ж окремого куща (автономний бескомпрессорний газлифт). Для підвищення надійності використовується не менше двох газових свердловин.
Більш ефективним є застосування внутріскважінного газліфта з відбором частини газу. У такому випадку при спільному відборі нафти і газу газ нагрівається нафтою і без підготовки надходить в нафтові свердловини того ж куща. Найбільш високу температуру має газ, що направляється по внутрішньому каналу. Відбір газу збільшується на 10-15%.
Особливість проектування внутріскважінного газліфта полягає в тому, що необхідно пов'язати спільну роботу нафтового і газового пластів.
Переваги: ??1) виключається будівництво газопроводів, сепараторів, ГРБ, установок підготовки газу; 2) спрощується обслуговування.
Недоліки: 1) ускладнення проведення ремонтів; 2) можливість перетоків газу з газового пласта при порушенні цементного кільця в процесі його перфорації.
Гідропакерний автоматичний поршень | Ускладнення при роботі газліфтних свердловин
Технологічна схема безкомпресорні газліфта | Газопостачання та газорозподіл при газліфтній експлуатації | Компресорне господарство на нафтових промислах | Пуск компресорної свердловини в експлуатацію | Пускові тиску при різних системах газліфта | Методи зниження пускових тисків | Глибинні газліфтного клапани | Дослідження газліфтних свердловин і встановлення режиму їх роботи | Періодична експлуатація газліфтних свердловин | плунжерний ліфт |