Оборудование газлифтных скважин

Оглавление

	Введение	2

	Оборудование газлифтных скважин	3

	Принцип действия и область применения	3

	Типы газлифта	5

	Наземное оборудование	11

	Компрессорная станция	11

	Внутрискважинное оборудование	15

	Скважинные камеры	19

	Инструмент для канатных работ в газлифтной скважине	21

	Заключение	23








Введение



Подъем по скважине нефти, газа, воды, конденсата или их смеси, а также нагнетание в пласт воды, газа, теплоносителя происходит с использованием оборудования, одна часть которого спущена в саму скважину, а другая часть находится  на поверхности, т. е. на устье, например, фонтанная арматура, или на прискважинной площадке — манифольд.

Существуют три основных способа добычи нефти, а именно: фонтанный, газлифтный и насосный. На сегодняшний день для добычи нефти этими способами разработаны и широко применяются соответствующие виды оборудования, для эксплуатации скважин: фонтанным способом, бескомпрессорным и компрессорным газлифтом, штанговыми скважинными насосами с механическим или гидравлическим приводом, бесштанговыми насосами — гидропоршневыми, центробежными и винтовыми электронасосами. 

Соотношение использования этих видов перечисленного оборудования в разных регионах и странах очень различается. В России, например, больше 70 % всех нефтяных скважин эксплуатируются штанговыми насосами, меньше 20 % — бесштанговыми и порядка 10%—фонтанным и газлифтным способами. 









		



Оборудование газлифтных скважин



Принцип действия и область применения



Газлифт применяется в следующих типах скважин: высокодебитные скважины с большими забойными давлениями, песочные (содержащие в продукции песок) скважины, скважины с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже давления насыщения, а также скважины, которые эксплуатируются в труднодоступных условиях, вызванных затопляемостью, паводками, болотами и другими факторами. Газлифт отличается достаточно высокой технико-экономической эффективностью, простотой обслуживания скважин и регулирования работы и отсутствием в скважинах каких-либо механизмов и трущихся деталей.

Газлифтная скважина - это по существу та же фонтанная скважина, в которой недостающий для необходимого разгазирования жидкости газ подводится с поверхности по специальному каналу. По колонне труб газ с поверхности подается к башмаку. Там он перемешивается с жидкостью и образует ГЖС, которая в свою очередь поднимается на поверхность по подъемным трубам. Газ, который закачивают, добавляется к выделяющемуся из пластовой жидкости газу. В результате смешения газа с жидкостью образуется газожидкостная смесь с такой плотностью, при которой давления, имеющегося на забое скважины, оказывается достаточно для подъема жидкости на поверхность. Все понятия и определения, которые изложены в теории движения газожидкостных смесей в вертикальных трубах, в полной мере применимы к газлифтной эксплуатации скважин и являются ее теоретической основой.

Для работы газлифтных скважин применяется углеводородный газ, который сжимают до давления 4 -10 МПа. Обычно источниками сжатого газа бывают специальные компрессорные станции или компрессорные газоперерабатывающих заводов, которые развивают требуемое давление и обеспечивают необходимую подачу. Такая система газлифтной эксплуатации называется компрессорным газлифтом. Если в системе для газлифта используют природный газ из чисто газовых либо газоконденсатных месторождений, то она называется бескомпрессорным газлифтом. 

При бескомпрессорном газлифте природный газ доставляется до места расположения газлифтных скважин и обычно проходит предварительную подготовку на специальных установках. Эта подготовка заключается в отделении конденсата и влаги, а в некоторых случаях и в подогреве этого газа перед распределением по скважинам. Также применяя дросселирование через одну или несколько ступеней штуцеров понижается избыточное давление.

Также стоит отметить, что существует система газлифтной эксплуатации, называющаяся внутрискважинным газлифтом. В таких системах источником сжатого газа является газ газоносных пластов, которые залегают  либо выше, либо ниже пласта, насыщенного нефтью. Оба пласта вскрываются общим фильтром. В таких случаях газоносный горизонт отделяется от нефтеносного пласта одним либо двумя пакерами (снизу и сверху), и газ попадает в трубы через штуцерное устройство, которое дозирует  количество поступающего в НКТ газа. 

Газлифт, находящийся внутри скважины, исключает необходимость предварительной подготовки газа, но в то же время вносит определенные трудности в регулировку работы газлифта. Несмотря на это, 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.



Типы газлифта



По числу спускаемых рядов труб подъемники подразделяются на два вида, а именно: однорядные и двухрядные. По направлению нагнетания рабочего агента подразделяются на кольцевые и центральные. Недостатком последней является следующее: если в жидкости имеется песок, то выступающие муфты труб стачиваются, в результате этого может произойти обрыв труб; при содержании в нефти парафина или при большой концентрации солей последние откладываются на стенках колонны. В результате чего уменьшается диаметр колонны. Из-за этого чаще всего используют подъемники кольцевой системы. 

Также газлифты подразделяются на непрерывный и периодический. Под непрерывным газлифтом будем иметь в виду такой способ добычи жидкости, при котором газ непрерывно подается в скважину. А под периодическим газлифтом будем подразумевать способ с периодической подачей газа. 

В настоящее время существуют разнообразные варианты оборудования скважин при непрерывном газлифте. Газ может подаваться к башмаку как по кольцевой системе между двумя рядами труб (рис. 19, а) или между обсадной колонной и фонтанными трубами (рис. 19, б), так и по центральной системе (центральным трубам). Для каждой конкретной скважины выбирают какой-то определенный способ.





Рисунок 19. Газлифты: а — полуторарядный; б — однорядный с рабочими муфтами; в — однорядный с газлифтными клапанами; г — трехрядный; д - двухрядный.



 В практике обычно встречается двухрядный подъемник кольцевой системы, имеющий ступенчатую нагнетательную колонну: в нижней части - меньшего диаметра, а в верхней – большего. Если сравнивать его с обычным двухрядным подъемником, то он намного дешевле. К главным его плюсам относятся значительное уменьшение веса труб первого ряда и улучшенные условия для осуществления выноса песка с забоя. Также у такого подъемника имеются и минусы, к которым относится невозможность увеличения погружения подъемных труб. Однако стоит отметить, что двухрядный подъемник - сооружение достаточно металлоемкое, а поэтому является очень дорогим. Его применение будет оправданным только в том случае, если герметичность обсадной колонны отсутствует, так как это будет вынужденной мерой. Одной из разновидности двухрядного подъемника является полуторорядный (рис. 19, а). В нем трубы первого ряда имеют хвостовую часть (ниже башмака второго ряда), состоящуюю из труб меньшего диаметра. Это способствует экономии металла, значительно уменьшает металлоемкость данной конструкции, способствует увеличению скорости восходящего потока, но в то же время осложняет операцию по увеличению погружения, т. е. по допуску второго ряда, так как для этого является необходимым предварительное изменение подвески труб первого ряда. Схема однорядного наименее металлоемкого подъемника изображена на рис. 19, б, в. Газ подается в межтрубное пространство и газожидкостная смесь поднимается по одному ряду труб. Их диаметр определяют исходя из технических условий эксплуатации скважины и ее дебита. Реальный уровень жидкости во любом случае устанавливается у башмака подъемных труб. Если уровень будет выше, то газ не будет иметь возможности поступать в НКТ. Ниже уровня башмака он тоже не может быть, так как в таком случае жидкость не будет поступать в НКТ. Но в некоторых случаях при пульсирующем режиме работы газожидкостного подъемника может происходить колебание уровня жидкости у башмака, периодически его перекрывая. Стоит отметить, что видимого погружения и динамического уровня жидкости при однорядном подъемнике нет. Гидростатическое давление у башмака подъемных труб, которое создается вследствие погружения его под динамический уровень, замещается давлением газа Р1.

Минусом однорядного подъемника является достаточно низкая скорость восходящего потока между забоем и башмаком. Глубина его спуска устанавливается рабочим давлением газа, коэффициентом продуктивности скважины и отбором жидкости. Но следует заметить, что в то же время  при этом заметно упрощается допуск труб или вообще изменение глубины их подвески при возникновении такой необходимости. Именно поэтому существует разновидность однорядного подъемника, которая называется  подъемником с рабочим отверстием. Один ряд труб необходимого диаметра опускается до самого забоя (или до верхних дыр перфорации), но на расчетной глубине, т. е. на той глубине, где должен находиться башмак (глубина места ввода газа в НКТ), устанавливается рабочая муфта с двумя-четырьмя отверстиями диаметром 5 - 8 мм. Такие сечения отверстий должны в полной мере обеспечивать пропуск расчётного количества газа при возникновении перепадов давлений у отверстий в интервале 0,1—0,15 МПа. Такой перепад давления у отверстий удерживает уровень жидкости ниже отверстия примерно на 10—15 м и обеспечивает наиболее равномерное поступление газа в трубы. Однорядный подъемник, в котором имеется рабочее отверстие (или муфта)(рис. 19, б), создает наибольшие скорости восходящего потока, также он является наименее металлоемким, но при этом при необходимости изменения погружения он требует подъема колонны труб. Положение условного динамического уровня жидкости и погружение определяются рабочим давлением газа у рабочих отверстий. Для этого его пересчитывают в столб жидкости. Однорядная конструкция газлифта, при котором применяются 60 или 73-мм трубы, создает достаточно широкое межтрубное пространство. Его размеры имеют большую роль при использовании разных клапанов, которые часто применяются в настоящее время. 



Рисунок 20. Принципиальная схема концевого клапана: 1 - конический клапан; 2 - рабочее отверстие; 3 - регулировочная головка для изменения натяжения пружин; 4 - шариковый клапан для промывки скважин. 

Рисунок 21. Положение уровней жидкостей при пуске газлифтной скважины.

В однорядном подъемнике рабочую муфту с рабочими отверстиями можно заменить так называемым концевым рабочим клапаном. Он поддерживает постоянный перепад давления при прохождении через него газа, равный 0,1—0,15 МПа. Такой перепад является достаточным для постоянного удерживания уровня жидкости ниже клапана примерно на 10—15 м. Концевой клапан чаще всего приваривается к специальной муфте с внешней стороны и имеет возможность пружинной регулировки необходимого расхода газа и перепада давления. Такой клапан также оснащается специальным шариковым клапаном, для закрытия рабочего отверстия и осуществления обратной промывки скважины до забоя (рис. 20). Схемы оборудования скважин при периодическом газлифте показаны на рисунке 22. По схеме 1 газ после накопления в нем определенного столба жидкости периодически подается в подъемник. Камера замещения (схема 2) помогает исключить определенные несовершенства первой схемы. Она устраняет избыточно большие расходы газа и противодавление на забой. Плунжерный подъёмник (схема 3) может работать за счет энергии газа, который поступает в скважину из пласта. Это является его отличием от первых двух подъемников. Схемы 4, 5 – самые совершенные, так как с помощью них возможно уменьшение металлоемкости и увеличение надежности работы оборудования.





Рисунок 22. Оборудование скважин при периодическом газлифте: 1- периодический газлифт; 2 - периодический газлифт с камерой замещения; 3 - гидропакерный поршень; 4 - периодический газлифт с газлифтным и обратным клапанами; 5 - периодический газлифт с камерой замещением и газлифтным клапаном.



Пуск газлифтных скважин (на примере двухрядного подъемника).

В процессе нагнетания газа жидкость, находящаяся в межтрубном пространстве колонн НКТ, перемещается вниз, а остальная часть жидкости переходит в трубы с малым диаметром из эксплуатационной колонны. По этой причине уровень в ней становится ниже статического. Происходит поглощение части жидкости пластом, так как давление на забое становится выше пластового. Давление газа, закачиваемого в затрубное пространство, в любой момент времени соответствует гидростатическому давлению столба жидкости, высота которого равна разности уровней в трубах малого диаметра (или затрубном пространстве) и межтрубном пространстве. 

По мере возрастания нагнетания газа разность уровней увеличивается, и, следовательно,  давление заканчиваемого газа изменяется в большую сторону.

Давление газа, который закачивают в затрубное пространство, во время достижения уровнем жидкости в межтрубном пространстве башмака подъемных труб будет принимать максимальное значение. Это давление принято называть пусковым - Рпус. В момент начала газожидкостной смеси давление на башмаке подъемных труб будет постепенно уменьшаться. Среднее давление нагнетаемого газа при уже установившемся режиме газлифтной скважины специалисты называют рабочим Рр.

Таким образом, можно утверждать, что запуск газлифтных скважин происходит путем продавки газом из газораспределительного пункта (ГРП) или от передвижных компрессоров. Иногда применяется последовательное газирование участков лифта через пусковые газлифтные клапаны. Это необходимо для уменьшения пускового давления. 

Наземное оборудование



Компрессорная станция



При компрессорном газлифте комплекс оборудования для эксплуатации группы скважин намного сложней, чем при фонтанной эксплуатации. Этот комплекс состоит из компрессорной станции, систем подготовки газа и газлифтного оборудования скважин и газораспределительной и газосборной сети. 

Для газлифта в большинстве случаев используют поршневые компрессоры, оснащенные газовыми двигателями или электроприводом. В последнее время все чаще стали применяться центробежные компрессоры с газотурбинным или электроприводом.





На рис. 23 приведена схема оборудования компрессорной станции. По газопроводам 1 и 2 к станции поступает газ. Перед этим он предварительно обрабатывается на установках подготовки нефти. Газ поступает в сепараторы 3 для разделения жидкости и механических примесей и переходит к компрессорам по линии 5, проходя через регулятор давления «после себя» 4 к двигателям компрессоров 10ГК. Оставшаяся, главная часть газа по трубопроводу 6 поступает в цилиндры компрессоров 7. После сжатия в ступени 1 газ движется по линии 9 в маслоотделители 11, холодильники первой ступени 12 и сепараторы среднего давления 14, где газ и влага разделяются. Ко второй ступени газ подается по линии 8. Такая же обработка газа проводится и после второй ступени в аппаратах 11, 13 и 15. К этим аппаратам газ подается по линии 10. Влага от всех сепараторов поступает в емкости для конденсата 16, 17 и 18 и отбирается насосами насосной 19. Газ после сжатия и обработки направляется но линии 20 к потребителю (на газобензиновый завод, на скважины для газлифта и т. п.). Для охлаждения воды холодного и горячего цикла применяют градирни 21, где имеются емкость и насосная, расширительный бак с насосом горячего цикла. Для компрессорной, на которой установлено обычно 7—10 компрессоров, необходимо масляное хозяйство, так как расход масел различных марок велик (емкости и насосы маслохозяйства 22). Кроме того, запуск компрессора производится сжатым воздухом, запас которого в специальной емкости пополняется небольшими вспомогательными компрессорами 23.







Уже сжатый газ от газопровода или компрессорной станции (КС) переходит в газораспределительные пункты (ГРП). А они направляют этот газ в группу газлифтных скважин. 

Распределение газа происходит с использованием газораспределительных батарей (ГРБ). Их количество на каждом ГРП может быть различным. Это зависит от числа скважин, которые приходятся на один газораспределительный пункт и на одну батарею. В последнее время батареи выполняются блочными и комплектно поставляются промыслам заводами-изготовителями. Батарея представляет собой сочетание напорных линий с регулирующими устройствами, обычно игольчатыми дросселями, позволяющими распределять газ по скважинам в соответствии с заданными параметрами. Контроль распределения и параметры регистрируются приборами, размещенными в шкафу КИП. 

Для добычи нефти непрерывным газлифтным способом при подаче газа с поверхности выпускаются газлифтные установки типа Л, ЛН и ЛП (рис.24), обеспечивающие автоматический пуск и освоение скважины, а также ее стабильную работу в заданном режиме. 

Установка типа Л применяется в вертикальных скважинах, типа ЛН — в наклонно-направленных. Установки позволяют использовать однорядный подъемник и осуществлять переход с фонтанного способа эксплуатации на газлифтный без подъема колонны.

Установка типа Л включает в себя фонтанную арматуру АКФЗа-65Хх210 и скважинное оборудование, состоящее из скважинных камер типа К, газлифтных клапанов типа Г, пакера ПН-ЯГМ и приемного клапана. В установках, где применяются клапаны Г-38 и Г-38Р, для фиксации их в карманах скважинных камер пользуются кулачковыми фиксаторами ФК-38. Газлифтные клапаны устанавливаются и извлекаются из скважины с помощью набора инструментов канатной техники из комплекта КИГК и ИКПГ.

В установках типа ЛИ применяются скважинные камеры типа КТ, обеспечивающие совместно с отклонителем ОК надежную посадку газлифтных клапанов в карманы скважинных камер. Установка ЛН-73Б-210 оснащена пакером 2ПД-ЯГ-118-500, остальные — пакером 1ПД-ЯГ-13б-500.

Для эксплуатации скважин периодическим газлифтом выпускается газлифтная установка типа ЛП с регулированием цикличности подачи газа на устье. 

На фонтанной арматуре установлен регулятор цикла времени СР-2. Скважинное оборудование состоит из скважинных камер типа К и одной камеры КН с газоотводным устройством, газлифтных клапанов типа Г, камеры замещения, разрядного клапана, приемного клапана с посадочным ниппелем и пакера типа ПН-ЯГМ.



Внутрискважинное оборудование



НКТ, пакеры и клапаны-отсекатели описаны выше и принципиально не отличаются от применяемых в газлифтной эксплуатации.

Пусковые клапаны обеспечивают пуск скважины методом аэрации при последовательном автоматическом увеличении глубины ввода газа. При работе скважины на установившемся режиме пусковые клапаны остаются все время закрытыми, а газ подается через рабочие клапаны. Управляющим давлением для этих клапанов является давление газожидкостной смеси в колонне подъемных труб.

При непрерывном газлифте в качестве нижнего рабочего клапана можно использовать пусковой, отрегулированный на открытие при давлении, соответствующем глубине ввода газа.

Открытие или закрытие газлифтного клапана осуществляется чувствительным элементом, который настраивается до установки клапана в скважину на определенное усилие. Чувствительным элементом в клапанах может быть сильфонная или мембранная камера, пружина или комбинация их.





Клапаны с сильфонными, пружинными и комбинированными чувствительными элементами могут быть уравновешенными и неуравновешенными. Для уравновешенных клапанов давления открытия и закрытия равны.

Широкое применение в нефтедобывающей промышленности нашли газлифтные клапаны с сильфонным чувствительным элементом. Сильфонную камеру клапана заряжают азотом, давление которого в ней для правильной работы клапана должно быть увязано с параметрами скважины и нагнетаемого газа.

Основными узлами неуравновешенного сильфонного газлифтного клапана, управляемого давлением нагнетаемого газа (рисунок 25), являются корпус, узел зарядки, сильфон, шток, седло и обратный клапан, предотвращающий обратный переток жидкости, что особо важно при установке пакеров, посадка которых осуществляется гидравлическим или гидромеханическим способами.

Клапан работает следующим образом: давление азота в сильфонной камере действует на его эффективную площадь и создает силу, прижимающую шток к седлу.







Рисунок 26. Пусковой клапан У1М.



Давление нагнетаемого газа в затрубном пространстве и давление газожидкостной смеси в колонне подъемных труб стремятся открыть клапан. 

 Пусковой клапан типа У1М показан на рисунке 26. При подаче газа в затрубное пространство жидкость из последнего выжимается в насосно-компрессорные трубы через отверстия в ниппеле 4. На поверхности устанавливается необходимая площадь проходного сечения отверстий с помощью перекрытия их регулировочным кольцом 1. После того как к пусковому клапану подойдет газ, он начнет поступать в насосно-компрессорные трубы (НКТ), смешается с жидкостью и поднимет ее до устья. Часть жидкости будет отведена через устьевое оборудование. Оставшаяся в скважине смесь жидкости с газом будет создавать уже меньший напор у пускового клапана. Газ сможет продолжать отжимать уровень жидкости в затрубном пространстве. Давление газа в затрубье будет снова повышаться. У клапана 2 возникнет определенная разность давления — снизу большее давление газа в затрубье, сверху меньшее давление смеси в НКТ. Тогда клапан 2 поднимется, сжимая пружину 3, перекроет отверстия в ниппеле 4 и закроет доступ газа в насосно-компрессорные трубы. Шарик 5 упадет на седло.

 Усилие пружины, действующее на клапан 2, можно изменять с помощью регулировочной гайки. Пружина пускового клапана защищена кожухом 6. Расстояние между пусковыми клапанами должно быть такое, чтобы при закрытии верхнего клапана жидкость в затрубье была отжата газом до пускового клапана, находящегося ниже первого. При этом газ начинает поступать в нижний клапан, и столб жидкости в насосно-компрессорных трубах уменьшает свой вес. Далее продолжается отжатие жидкости в затрубном пространстве, в полости ниже второго пускового клапана.

 Шарик 5 выполняет роль обратного клапана, необходимого для предотвращения утечки жидкости из НКТ при промывке скважины. В этом случае в трубы нагнетается жидкость, давление ее выше, чем давление среды в затрубье.




Скважинные камеры



В скважинных камерах газлифтных установок в процессе эксплуатации скважины фонтанным и затем газлифтным способами устанавливаются глухие пробки, ингибиторные, циркуляционные и газлифтные клапаны.





Рисунок 27. Скважинные камеры: а – К; б – КН; в – КТ.





Скважинные камеры с эксцентричным расположением кармана для клапанов являются наиболее совершенными и распространенными. Они сохраняют проходное сечение в месте установки клапана, равным проходному сечению колонны подъемных труб. Это позволяет проводить все скважинные работы (исследование, промывку призабойной зоны, смену съемных элементов скважинного оборудования) без извлечения колонны подъемных труб.

Скважинная камера К (рис. 27 а) представляет собой сварную конструкцию, состоящую из рубашки 2, выполненной из специальных овальных труб, и двух наконечников У с резьбой насосно-компрессорных труб по ГОСТ 633.

В рубашке камеры предусмотрен карман 3 для установки клапанов и пробок с помощью набора инструментов канатной техники через устье скважины, герметизированное оборудованием ОУГ 80><350.

Газ или жидкость (для ингибиторного и циркуляционного клапанов) поступает из затрубного пространства через перепускные отверстия а камер к клапану. Клапаны и пробки уплотняются в кармане двумя наборами уплотнительных манжет, для которых предусмотрены посадочные шейки в кармане. Для фиксации клапанов и пробок в кармане предусмотрены специальные расточки, в которые входит фиксирующая цанга или кулачок фиксатора.




Инструмент для канатных работ в газлифтной скважине



Канатный инструмент - это набор инструментов и принадлежностей для различных операций, проводимых непосредственно в скважине и спускаемых в нее на проволоке или канате. Все эти инструменты можно разделить на следующие категории:

стандартный канатный набор для создания ударов вверх и вниз (механический и гидравлический яссы, грузоштанги, шарниры, замки);

инструмент для установки и извлечения клапанов всех видов, оснащенных замком (отклонитель для работ в скважинных камерах, спускной и подъемный инструмент и др.);

инструменты специального назначения (оправка, скребок, печать, ловильный инструмент, инструмент для открытия – закрытия циркуляционного клапана, желонка для песка и др.).



 Стандартный набор канатных инструментов включает замок для проволоки, грузовые штанги, шарнир, гидравлический и механический яссы.

 Замок для проволоки ЗП предназначен для соединения проволоки с инструментами, спускаемыми в скважину. Он состоит из корпуса 1, внутри которого размещен ролик 4, соединенный с пропущенной через отверстие в верхнем конце корпуса проволокой. Между роликом и торцом внутренней расточки корпуса помещена пружина 2 для смятения ударов и предохранения проволоки от обрыва при резком ее натяжении (например, при восходящем действии механического ясса). Опорой для нижнего конца пружины служит шайба 3.

Для соединения проволоки с замком свободный ее конец пропускают последовательно через отверстие в верхнем конце корпуса, пружину, шайбу и наматывают на ролик два витка, а на стержень проволоки - 12 витков. Затем, вытаскивая проволоку из корпуса, помещают ролик у пружину с шайбой в корпус.

Грузовая штанга обеспечивает необходимый вес для преодоления трения и вязкости скважинной жидкости при спуске инструмента и проволоки, а также необходимый вес во время ударных операций с помощью яссов. В зависимости от требуемого веса инструмента, подвешиваемого на проволоке, в комплекте предусмотрены штанги разной длины.

Шарнирное соединение предназначено для углового смещения колонны спускаемых инструментов и состоит из головки муфты 2, закатанной в сферическом гнезде головки 1. Для соединения с инструментомоно снабжено соответствующей резьбой.

 Шарнирное соединение обычно устанавливают между яссом и инструментом. Яссы представляют собой раздвижные устройства, которые запускаются в действие натяжением проволоки (каната). Их применяют вместе с грузовыми штангами, которые всегда устанавливают непосредственно над яссами. Яссы предназначены для создания динамических ударов.




Заключение



Мною были изучены особенности газлифтного метода добычи углеводородов. На основании этого можно выделить основные достоинства и недостатки этого метода, а также определить перспективность и рациональность его применения.

Достоинства газлифтного метода: 

простота конструкции (в скважине нет насосов); 

расположение технологического оборудования на поверхности (облегчает его наблюдение, ремонт), обеспечение возможности отбора из скважин больших объемов жидкости (до 1800 ?1900 т/сут); 

возможность эксплуатации нефтяных скважин при сильном обводнении и большом содержании песка, простота регулирования дебита скважин.

Недостатки газлифтного метода: 

большие капитальные затраты; 

низкий КПД; 

повышенный расход НКТ, особенно при применении двухрядных подъемников; 

быстрое увеличение расхода энергии на подъем 1 т нефти по мере снижения дебита скважин с течением времени эксплуатации.

В конечном счете, себестоимость добычи 1 т нефти при газлифтном методе ниже за счет низких эксплуатационных расходов, поэтому он перспективен........................