Бескомпресорный и компрессорный газлифт на месторождениях России

Последнее сообщение
Master_S 84 11
Окт 13

На каких месторождениях еще используют бескомпрессорный и компрессорный газлифт? Был в командировке в Оренбурге - там применяют БКГ. Альтернативы другим способам пока нет - проблема в высоком содержании сереоводорода, высокий газовый фактор, очень низкая проницаемость. Спущено 2 экспериметальных установки ЭЦН.

Zorg 583 11
Ноя 13 #1

Проект Сахалин-2. Часть нефтяных скважин эксплуатируется компрессорным газлифтом, часть фонтаном. При этом фонтанные скважины уже оборудованы для газлифта. Т.е. как только скважины начнут испытывать сложности с фонтанированием из-за снижения пластового давления или увеличения обводненности, их сразу переведут на газлифт, без КРС.

Читал в журнале "Новатор", что газлифт применяется на некоторых скважинах Самотлора.

mechanic 14 7
Ноя 13 #2

рядом с заполярным НГКМ есть тазовский участок добычи нефти(газпром добыча ямбург), там начали эксперементально применять газлифт

RomanK. 2158 11
Ноя 13 #3

В Казахстане применяем непрерывно-дискретный газлифт

volvlad 2110 12
Ноя 13 #4

Роман, поясни в двух словах что такое "непрерывно-дискретный газлифт"?

RomanK. 2158 11
Ноя 13 #5

Вариант безкомпрессорного газлифта.
Основой для технологии НДГ является дифференциальный регулятор РПС-73, который устанавливают в специальной скважинной камере на расчетной глубине скважины. Скважины работают по схеме бескомпрессорного газлифта, в качестве рабочего агента используется собственный пластовый газ скважины. Особенность данной технологии заключается в том, что эксплуатация скважин осуществляется в режиме заданных забойных давлений, а режим работы газлифтного подъемника, непрерывный или периодический, устанавливается автоматически в зависимости от величины притока (дебита скважины). Достигается это путем одновременной, причем автоматической стабилизации динамического уровня жидкости и давления газа в кольцевом пространстве скважины. Газлифтный подъемник условно разделяют на два отсека - нижний и верхний. Работа нижнего отсека контролируется пилотным затвором потока жидкости, верхний отсек управляется двухпозиционным регулятором подачи рабочего агента.
Контроль потока жидкости в колонне НКТ осуществляется по двум параметрам: перепаду давления на входе рабочего клапана Рвх.=Рзатр.-Ртруб.вх., определяющему положение динамического уровня и перепаду давлений на выходе рабочего клапана Рвых.=Рзатр.-Ртруб.вых., определяющему высоту выбрасываемого столба жидкости.
Параметры задаются из технологических соображений, настройка этих параметров осуществляется на специальном стенде перед спуском рабочего клапана в скважину. Установка и извлечение регулятора из скважины осуществляется посредством стандартного набора инструментов канатной техники.

volvlad 2110 12
Ноя 13 #6

Если честно понятнее не стало)) Картинку надо бы нарисовать.

voron4m 339 9
Ноя 13 #7

вот что подсказал google:
http://bd.patent.su/2239000-2239999/pat/servl/servlet6a43.html
http://bd.patent.su/2239000-2239999/images/rupatimage/0/2000000/2200000/2230000/2239000/2239696-3.tif
http://bd.patent.su/2239000-2239999/images/rupatimage/0/2000000/2200000/2230000/2239000/2239696.tif
http://www.glavteh.ru/files/9_InPraktika_7_2010_Matkevich.pdf

Роман,
Какой фонд (сколько скважин) работает на НДГ, какой максимальный ГФ?
Кто внедрял его на вашем месторождении и как его обслуживаете?
Есть ли случаи "совместной добычи" из скважин, как предлагается в патенте, т.е. использование газа из одной скважины для добычи из соседних на кусте?

RomanK. 2158 11
Ноя 13 #8

Про внедрение и обслуживание не знаю, года кажется не прошло. Так то хвалят. Настройка (внедрение НГД) длится по ощущению неделю. Скважины всего две, ГФ 2000, дебиты высокие. У нас не кустовое бурение. Скважины переводится по мере роста ГФ.

Milanisto 61 8
Ноя 13 #9

А как насчет газлифтных клапанов? применяете или просто в затрубье нагнетаете?

SpiderS 95 4
Авг 14 #10

А почему на скважинах с высоким газовым фактором у нас в России не эксплуатируют плунжерные лифты? Буржуи их достаточно эффективно применяют и в больших количествах. У нас их по пальцам можно пересчитать.

kochichiro 911 11
Авг 14 #11

SpiderS пишет:

А почему на скважинах с высоким газовым фактором у нас в России не эксплуатируют плунжерные лифты? Буржуи их достаточно эффективно применяют и в больших количествах. У нас их по пальцам можно пересчитать.

Потому что клинит их нехило в НКТ, потом масса геммороя с извлечением из скважины. Тут иногда глубинный прибор спустить/поднять не могут нормально не то что плунжер. Помимо этого в обводняющихся газовых скважинах период жизни не долог, по мере роста обводненности приходится искать альтернативные методы либо комбинировать с газлифтом. Аналогично для нефтяных при росте обводненности и падении ГФ.

SpiderS 95 4
Авг 14 #12

А есть люди кто своими руками эксплуатировал? 

При плохой подготовке лифта и ФА клинить действительно может. Если скважину более-менее нормально подготовили, то таких проблем вроде нет. Я общался с несколькими людьми, которые положительно отзывались об опыте применения, причем достаточно продолжительное время. Как правило снимали их валюнтаристким решением начальства. 

 

Master_S 84 11
Сен 15 #13

Zorg пишет:
Проект Сахалин-2. Часть нефтяных скважин эксплуатируется компрессорным газлифтом, часть фонтаном. При этом фонтанные скважины уже оборудованы для газлифта. Т.е. как только скважины начнут испытывать сложности с фонтанированием из-за снижения пластового давления или увеличения обводненности, их сразу переведут на газлифт, без КРС.

Читал в журнале "Новатор", что газлифт применяется на некоторых скважинах Самотлора.

Газлифт в 90-е давал 70% добычи жидкости на Самотлоре. 

http://www.asuneft.ru/upload/editor/docs/ASUneft2009_Article01.pdf?r=1261566525

Rustem Yakhin 12 4
Окт 15 #14

RomanK. пишет:
Вариант безкомпрессорного газлифта.
Основой для технологии НДГ является дифференциальный регулятор РПС-73, который устанавливают в специальной скважинной камере на расчетной глубине скважины. Скважины работают по схеме бескомпрессорного газлифта, в качестве рабочего агента используется собственный пластовый газ скважины. Особенность данной технологии заключается в том, что эксплуатация скважин осуществляется в режиме заданных забойных давлений, а режим работы газлифтного подъемника, непрерывный или периодический, устанавливается автоматически в зависимости от величины притока (дебита скважины). Достигается это путем одновременной, причем автоматической стабилизации динамического уровня жидкости и давления газа в кольцевом пространстве скважины. Газлифтный подъемник условно разделяют на два отсека - нижний и верхний. Работа нижнего отсека контролируется пилотным затвором потока жидкости, верхний отсек управляется двухпозиционным регулятором подачи рабочего агента.
Контроль потока жидкости в колонне НКТ осуществляется по двум параметрам: перепаду давления на входе рабочего клапана Рвх.=Рзатр.-Ртруб.вх., определяющему положение динамического уровня и перепаду давлений на выходе рабочего клапана Рвых.=Рзатр.-Ртруб.вых., определяющему высоту выбрасываемого столба жидкости.
Параметры задаются из технологических соображений, настройка этих параметров осуществляется на специальном стенде перед спуском рабочего клапана в скважину. Установка и извлечение регулятора из скважины осуществляется посредством стандартного набора инструментов канатной техники.

 

Добрый день!

Такой вариант газлифта применим только с высоким содержания газового фактора?

Go to top