6. Эксплуатация газлифтных скважин.

Газлифтная эксплуатация нефтяных скважин является как бы продолжением фонтанного способа добычи с той разницей, что при фонтанировании источником энергии служит газ, поступающий вместе с нефтью из пласта, а при газлифтной эксплуатации подъем жидкости осуществляется при помощи сжатого газа, нагнетаемого в скважину с поверхности. Газ на поверхности сжимают в компрессорах или используют газ высокого давления из ближайших газовых месторождений или газоносных пластов. В первом случае газлифт называется компрессорным, во втором - бескомпрессорным.

Предназначены для газлифтной эксплуатации нефтяных скважин за счет энергии газового пласта, вскрытого в той же скважине. Установка типа УВЛГ предназначена для газлифтной эксплуатации нефтяных скважин за счет энергии газового пласта, вскрытого в той же скважине, регулирования расхода газа и подачи его для подъема нефти внутри скважины с одновременной раздельной добычей газа из двух пластов одной скважины. В зависимости от взаимного расположения газового и нефтяного пластов видоизменяется компоновка подземного оборудования. Режим отбора нефти регулируется изменением сменных насадок в съемном штуцере, устанавливаемом в пакерующем устройстве, с помощью которого регулируется отбор газа из газового пласта. Установки предназначены для газлифтной эксплуатации нефтяных скважин за счет энергии газового пласта, вскрытого в той же скважине. 

Режим отбора нефти регулируют сменными насадками в съемном штуцере, с помощью которого регулируют отбор газа из газового пласта. Когда уровень пластового давления оказывается недостаточным для подъема нефти на поверхность, переходят к механизированным способам эксплуатации нефтяных скважин - газлифтному и насосному. Газлифтную эксплуатацию нефтяных скважин осуществляют путем закачки в скважину газа или воздуха. В первом случае метод эксплуатации носит название газлифтной, а во втором, при закачке воздуха - эрлифтный. Название этих методов эксплуатации происходит от газ и лифт (подъемник) или воздух и лифт. Газ с поверхности в скважину подают под давлением путем его сжатия специальными газлифтными компрессорными станциями. Такой способ называют компрессорным. В 1913 г. профессор Тихвинский впервые предложил закрытый цикл газлифтной эксплуатации нефтяных скважин, при котором происходило выделение газового бензина после охлаждения сжатого компрессорами газа перед использованием его в газлифте. Сухой газ используют в качестве топлива в различных энергетических установках. В последнее время нефтяной газ применяют в качестве рабочего агента при газлифтной эксплуатации нефтяных скважин, а также для закачки в продуктивные пласты с целью поддержания пластового давления и увеличения коэффициента нефтеотдачи. 

Рис.1 Принципиальная схема газлифта.

7. Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин.

Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин осуществляется в соответствии с технологическим режимом их работы, установленным при проектировании разработки месторождений. Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин состоит в назначении и поддержании заданного технологического режима работы скважины; в выборе оборудования, обслуживании и управлении его работой: в выполнении работ по увеличению производительности; в проведении текущего, капитального и срочного ремонта; в постоянном контроле за дебитом, давлениями и температурами; в систематическом контроле за состоянием и показателями работы всего оборудования. Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин осуществляется в соответствии с технологическим режимом, установленным при проектировании разработки месторождений. 

Для эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин с высокими пластовыми давлениями во избежание утечек через резьбовые соединения, особенно в верхней части, где создаются большие перепады давлений между затрубным и устьевым давлениями, следует применять трубы с высокогерметичными резьбовыми соединениями. В таких трубах высокая герметичность достигается конструкцией резьбовых соединений и резиновыми манжетами, устанавливаемыми в специальной выточке между ниппельной и раструбной частями. При эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин для отделения газа от жидкости ( воды и конденсата) и твердых примесей ( частиц породы, выносимых из скважин) служат сепараторы. При эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин, вскрывших пласты с подошвенной водой, часто бывает, что одновременный отбор газа и воды является необходимостью, например, при одновременном вскрытии водоносной и газоносной части пласта, при превышении в процессе испытания и эксплуатации скважин допустимой депрессии на пласт, вскрытии только газоносной части, а также тогда, когда допустимая депрессия существенно ограничивает производительность скважин. Определение дебитов газа и воды в зависимости от характеристики пласта в водоносной и газоносной частях и возможности выноса поступающей в скважину воды, а также в целях прогнозирования дальнейшего поведения обводнившихся скважин представляет большой практический интерес. Следует отметить, что в настоящее время отсутствуют пригодные для применения на практике методы определения дебитов газа и воды при одновременном притоке к скважине и их изменения в зависимости от различных факторов. При эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин дебит жидкости, как правило, во много раз меньше дебита газа, поэтому газ при формировании газового потока играет основную роль, а жидкость имеет подчиненное значение. 

Технологический режим эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин с учетом определяющего фактора или сочетания факторов терпит изменения в процессе разработки месторождений. Изменения технологического режима обусловлены либо изменением самого определяющего фактора, по которому устанавливался данный режим, либо возникновением новых факторов, которые на данном этапе разработки из так называемых пассивных факторов переходят в активные. Прежде всего следует отметить, что технологический режим, устанавливаемый на начальной стадии разработки, должен обеспечить оптимальный дебит скважин - при заданных геолого-промысловой и технической характеристиках пласта и скважины. Необходимость изменения установленного технологического режима обусловлена изменением характеристик пласта и скважин в процессе разработки, проведением определенных мероприятий, позволяющих увеличить производительность скважин, или ремонт-но-профилактических работ, нередко приводящих к снижению производительности. Обоснование необходимости изменения установленного технологического режима осуществляется исходя из изменения факторов, по которым устанавливается технологический режим эксплуатации скважины в стадии освоения и эксплуатации месторождения.