Как осуществляется газлифтная эксплуатация нефтяных скважин?

Слайд 36 Источником газа высокого давления могут быть как компрессорные станции, так

и скважины чисто газовых месторождений.

Системы газоснабжения

Природный газ газовых месторождений нуждается в предварительной подготовке:

Установки для низкотемпературной сепарации газа

Абсорбционные установки для отделения тяжелых бензиновых фракций, осушки газа от влаги, очистки от сероводорода, механических примесей

Подогрев газа в беспламенных газовых печах перед подачей его в скважины.

Отработанный газ после интенсивного перемешивания с нефтью в подъемных трубах насыщается тяжелыми газообразными углеводородами и для повторного использования также требует предварительной подготовки.

Слайд 48Плунжерный лифтПредназначен для периодической эксплуатации малодебитных скважин. Плунжер, выполненный в виде

длинного цилиндрического тела 2, имеет жесткое раздвижное или эластичное уплотнение и осевой канал, перекрываемый клапаном. При спуске плунжера в лифтовой колонне клапан его открыт, а уплотнение сложено для уменьшения сопротивления. После удара его о нижний амортизатор 3 клапан закрывается, уплотняющие элементы и плунжер вместе с находящимся над ним столбом жидкости под давлением поступающего газа поднимается к устью скважины. При входе в лубрикатор 1 плунжер ударяется о размещенный в нем верхний амортизатор, клапан открывается, а плунжер удерживается до окончания фазы выброса продукции скважины.

Слайд 5Подвеску фонтанных труб и герметизацию устья скважины (трубная головка); Регулирование режима

эксплуатации фонтанной скважины (штуцеры); Возможность замера давления в затрубном пространстве и на выкиде (манометры);Возможность спуска в скважину различных скважинных измерительных приборов под давлением, не останавливая работу фонтанной скважины (буферная задвижка).

Это скважина, в которой нефть изливается на поверхность за счет естественной энергии нефтяного пласта

На устье каждой скважины устанавливается фонтанная арматура (трубная головка и фонтанная ёлка), которая обеспечивает:

ФОНТАННАЯ СКВАЖИНА

Подъем нефти осуществляется по НКТ, опускаемым до кровли продуктивного пласта

Особенности эксплуатации с помощью центробежного насоса с электроприводом

К ключевым узлам относятся следующие элементы:

• Сам насос, который состоит из нескольких секций и ступеней, а также колес и стальной трубы.
• Электрический мотор погружного типа, который заполняется маслом.
• Защита от воздействия влажности: она находится между двумя предыдущими элементами, защищая электромотор и передавая вращательный момент на насос.
• Кабель для подачи электричества от подстанции. Его структура должна быть защищена бронированным слоем, на земле до уровня спуска его сечение должно иметь круглую форму, а от погружного элемента – плоскую.

К дополнительному оборудованию, используемому в этом случае для эксплуатации нефтяных и газовых скважин, относятся следующие элементы:

• Газовый сепаратор, который эксплуатируется с целью уменьшить объем поступающих газов в насосное оборудование. В случае, если понижать этот показатель нужды нет, то можно применять вместо сепаратора обычный модуль для подачи жидкости в насос.
• Система термического типа с манометром (ТМС). Она сочетает функции измерения температурного режима и показателей давления внутри среды, в которой в настоящее время находится электронасос.

Кроме указанных элементов, колонна труб НКТ должна быть оснащена парой клапанов – сливным и обратного хода. Они установлены над насосом. Клапан обратного хода применяется в системе насоса для подачи жидкости в НКТ перед началом функционирования насосной станции. Этот клапан также не дает жидкости пролиться вниз из-за высокого давления. Что касается сливного клапана, то этот элемент устанавливается над предыдущим и применяется для слива жидкостей, который необходимо осуществить перед поднятием наверх оборудования.

Достоинства электрических центробежных насосов достаточно обширны и выделяют их по сравнению с глубинными аналогами штангового типа:

• Легкость конструкции наземной техники, а также упрощенная схема ее функционирования.
• Возможность откачивать большие объемы жидкости из ствола нефтяной или газовой скважины.
• Возможность успешной эксплуатации на большой глубине (более 3 км).
• Длительное время эксплуатации и минимальные нужды в ремонте, а также долгие промежутки действия между плановыми ремонтными работами.
• Исследования внутри нефтяной и газовой скважины могут быть осуществлены без поднятия оборудования на поверхность.
• Повышенная легкость процесса удаления парафиновых отложений, которые оседают на стенках НКТ.

Эксплуатация электрических центробежных насосов погружного типа возможно в скважинах, которые имеют определенный угол наклона, а также горизонтальное строение. Кроме того, они могут эксплуатироваться в скважинах с высокой обводненностью, в скважине с высоким содержанием брома в воде, а также для откачки растворов на основе кислот и солей. На современном рынке существуют разновидности, которые могут функционировать в одной скважине на разных уровнях с обсадными колоннами. В ряде случаев центробежные погружные насосы могут эксплуатироваться и для откачки воды из пластов горной породы, чтобы поддержать нужный уровень давления в них. Таким образом, спектр эксплуатации электрических насосов погружного типа для обеспечения работы скважины представляет собой наиболее широкую область, и оборудование данного вида может эксплуатироваться наиболее эффективно.

Источник

циркуляционный клапан

3.7 циркуляционный клапан: Клапан, входящий в состав колонны насосно-компрессорных труб и обеспечивающий соединение-разъединение внутритрубного и затрубного пространства.

Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации . academic.ru . 2015 .

Смотреть что такое «циркуляционный клапан» в других словарях:

промывочный клапан — циркуляционный клапан — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность Синонимы циркуляционный клапан EN circulating valve … Справочник технического переводчика

ГОСТ 30767-2002: Оборудование для газлифтной эксплуатации скважин. Требования безопасности и методы испытаний — Терминология ГОСТ 30767 2002: Оборудование для газлифтной эксплуатации скважин. Требования безопасности и методы испытаний оригинал документа: 3.1 газлифт: Способ добычи нефти и нефтегазового конденсата, заключающийся в разгазировании жидкости в… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

Гидравлический разрыв пласта — (a. hydraulic seam fracturing, hydraulic slam rupture; н. Hydrafrac; ф. fracture hydraulique de la couche; и. fracturacion hidraulica de las capas) формирование трещин в массивах газо , нефте , водонасыщенных и др. г. п., а также п. и.… … Геологическая энциклопедия

ГОСТ 17807-83: Аппараты ингаляционного наркоза и искусственной вентиляции легких. Термины и определения — Терминология ГОСТ 17807 83: Аппараты ингаляционного наркоза и искусственной вентиляции легких. Термины и определения оригинал документа: 14. Аппарат «качающаяся кровать» D. Gerat schwankendes Bett“ E. Rocking apparatus F. Lit basculant… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

Р НП АВОК 3.2.1-2008: Квартирные тепловые пункты в многоквартирных жилых домах — Терминология Р НП АВОК 3.2.1 2008: Квартирные тепловые пункты в многоквартирных жилых домах: 5.6 Комплектация КТП приборами учета энергоресурсов 5.6.1 КТП, рассмотренные в 5.1 5.3, в базовом исполнении укомплектованы разъемами для установки… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

Описание — 3.2. Описание СИЗОД фильтрующие с принудительной подачей воздуха, используемые с масками, полумасками и четвертьмасками обычно состоят из следующих элементов: а) одного или нескольких фильтров, через который (которые) проходит весь воздух,… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

Описание функционирования КТП с приоритетным режимом ГВС — 5.2 Описание функционирования КТП с приоритетным режимом ГВС Технические характеристики приведены в приложении Б. 5.2.1 КТП в режиме отопления. Управление отопительным контуром квартиры Греющий теплоноситель Т11 от домового теплового пункта… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

Станция обеспечения ГВС — 5.5 Станция обеспечения ГВС Технические характеристики приведены в приложении Б. Гидравлическая схема станции обеспечения ГВС приведена на рисунке 17. Рисунок 17 Гидравлическая схема станции обеспечения ГВС: 1 пластинчатый теплообменник ГВС; 2… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

СО 34.21.308-2005: Гидротехника. Основные понятия. Термины и определения — Терминология СО 34.21.308 2005: Гидротехника. Основные понятия. Термины и определения: 3.10.28 аванпорт: Ограниченная волнозащитными дамбами акватория в верхнем бьефе гидроузла, снабженная причальными устройствами и предназначенная для размещения … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

Газлифтный способ эксплуатации нефтяных скважин

К основным преимуществам этого метода относятся:

• он позволяет отбирать  большие объемы жидкостей при любом диаметре эксплуатационной колонны, а также дает возможность  форсировать  отбор из скважин с высокой степенью обводненности;
• с его помощью можно эксплуатировать скважины с высоким показателем газового фактора; другими словами, этот способ дает возможность  использовать энергию пластовых газов, даже в скважинах, забойное давление которых меньше давления насыщения;

 Загрузка …

• при использовании этого способа  влияние профиля скважинного ствола на эффективность работы невелико,  что очень актуально  для скважин  наклонного направления;
• высокое значение давления и температура добываемой продукции и наличие в ней механических примесей не влияет  на работу скважины;
• регулировать режим работы скважины по дебиту при этом способе эксплуатации достаточно просто;
• обслуживание и ремонт газлифтных скважин достаточно просты, а использование современных видов оборудование позволяет добиваться большого временного промежутка безремонтной работы;
• этот способ позволяет реализовать одновременную раздельную эксплуатацию, а также эффективно бороться с коррозией, солевыми и парафиновыми отложениями;
• простота проведения исследований скважин.

Есть у газлифта и свои недостатки, к которым относятся:

№	Полезная информация
1	высокий уровень начальных капвложений при строительстве компрессорных станций
2	достаточно низкий КПД таких систем
3	риск возникновения во время подъема нефти стойких эмульсий

Учитывая достоинства и недостатки газлифтного (компрессорного) способа эксплуатации нефтяных скважин, его применение наиболее эффективно на больших нефтяных месторождениях, где есть скважины с высокими значениями забойного давления после прекращения фонтанирования и с большими дебитами. Кроме того, эту методику можно применять при эксплуатации наклонно-направленных скважин, а также на горных выработках, продукция которых содержит большое количество примесей механического характера. Другими словами – в таких условиях, при которых главным критерием рациональной работы является МРП (межремонтный период) работы оборудования.

Такая система  может применяться в качестве временной меры, пока строится  компрессорная станция. Бескомпрессорная система газлифта практически ничем не отличается от компрессорной, посколько единственное их отличие – это источник газа с высоким давлением.

Периодический газлифт, как правило, используют  на скважинах, суточный дебит которых составляет  40 -60 тонн, а также при низком значении пластового давления.

В процессе выбора метода эксплуатации приоритет газлифтной системы определяется с помощью технико-экономического анализа, с учетом специфики региона добычи и особенностей конкретного месторождения. К примеру, длительный МРП работы скважин с газлифтом,  достаточно простое обслуживание и ремонт, а также высокая степень автоматизации добычи стали главными факторами, предопределившими организацию больших газлифтных систем таких крупных российских месторождениях Западной Сибири, как  Самотлорское, Правдинское и Федоровское.

Применение этой методики позволило снизить необходимость в региональных  трудовых ресурсах и дало возможность создать всю необходимую  инфраструктуру (в том числе и бытовую), с целью обеспечить рациональное использование этих ресурсов.

Список источников

• vmk-mebel.ru
• neftok.ru

Скважинная камера — тип

Скважинная камера типа КТ позволяет осуществить избирательную смену клапанов в наклонно направленной скважине независимо от кривизны ее ствола с помощью отклонителя консольного типа. Эта конструкция отличается от описанной выше наличием в верхнем переводнике направляющей втулки с продольной канавкой, обеспечивающей отклонение клапана к карману скважинной камеры. Обе скважинные камеры по своему назначению идентичны. Во внешней боковой стенке кармана ( со стороны стенки обсадной колонны) имеются отверстия для впуска или выпуска газа, а нижняя его часть соединяется с внутренней полостью.
 

Наибольшее распространение получили скважинные камеры типа К, представляющие сварные конструкции, состоящие из специальной рубашки из овальных труб и двух наконечников с резьбой ЫКТ. J и устьевое герметизированное оборудование ОУЦЫ.
 

Клапаны устанавливаются взамен пробок в скважинные камеры типов КТ и КТ1 при помощи набора инструментов канатной техники со спускным инструментом типа ИСК и извлекаются цанговым инструментом типа ПЦ.
 

Скважинная камера. 7 — верхний переводник. 2 — корпус. 3 — карман. 4 — нижний переводник.

НКТ, например под пакер, в лифте замещения применяется скважинная камера типа КН. Карман этой сважинной камеры имеет резьбу для присоединения перепускной трубки, выведенной через нижний переводник в кольцевое пространство.
 

В комплекс входят: телескопическое соединение, циркуляционные клапаны типов КЦМ и КЦГ; скважинная камера типа КТ, ингибиторный клапан типа КИНГС; разъединитель колонны типа РК, замки для клапана отсекателя и дросселя; клапан-отсекатель типа КА; съемный дроссель, пакер типа ПД-ЯГ; уравнительный клапан типа КУМ; ниппели кланана-отсекателя и приемного клапана в сборе.
 

В комплекс оборудования входят: телескопическое соединение, циркуляционные клапаны типов КЦМ и КЦГ; скважинная камера типа К.
 

В установке типа ЛН ( рис. 51, а) в связи с применением ее в наклонно-направленных скважинах установлены скважинные камеры типа КТ, обеспечивающие совместно с отклонителем типа ОК надежную посадку газлифтных клапанов в карманы скважинных камер.
 

Замок ЗНКВБ-46-35.

Замок ЗНКВБ-46-35 ( рис. 4.10.6) служит для установки кла-панов-отсекателей, газлифтных и циркуляционных клапанов, пробок и др. в скважинных камерах типа НК в морских скважинах.
 

Установка типа ЛН предназначена для оборудования наклонно-направленных скважин. В таких установках применяют скважинные камеры типа КГ. Отклонитель типа ОК обеспечивает надежную посадку клапанов в карманы скважинных камер.
 

В установке типа ЛП ( рис. 51, б) на фонтанной арматуре установлен регулятор цикла времени СР-2. Скважинное оборудование установки состоит из скважинных камер типа К или КН с газоотводным устройством, газлифтных клапанов типа Г, камеры замещения, разрядного клапана, приемного клапана с посадочным ниппелем и пакера типа ПН-ЯГМ.
 

Реферат патента 1999 года СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ И ПЕРФОРАТОР ДЛЯ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ

Способ эксплуатации скважины и перфоратор могут быть использованы при добыче нефти, освоении, ремонте, запуске и выводе скважины на режим. После спуска колонны насосно-компрессорных труб и оборудования измеряют устьевое и затрубное давления и динамический уровень, замеряют скорость и диапазон изменения этих параметров. Затем определяют глубину расположения, диаметр и количество отверстий, необходимых для сообщения трубного и затрубного пространства. В колонну труб опускают перфоратор и выполняют в стенке труб отверстия, после чего проводят повторные измерения и повторяют процедуру перфорации до достижения оптимального режима работы скважины. Перфоратор содержит собранный из трех частей корпус, в верхней и средней части которого выполнены заполненные воздухом полости и жидкостью камера и размещены поршни с плунжерами, а в нижней части — камера, заполненная жидкостью, и воздушная камера, и размещены опорные поршни и поршень-пробойник, сообщенные каналами между собой и выше расположенной жидкостной камерой, а посредством дроссельного канала — с воздушной камерой. В поперечном сечении опорные поршни и поршень-пробойник выполнены с одинаковым диаметром. Площадь поперечного сечения поршней составляет 4 площади поперечного сечения плунжера, а поршня-пробойника — 2 площади плунжера. В результате повышается эффективность способа эксплуатации скважины. 2 с. и 5 з.п.ф-лы, 3 ил.

Слайд 29Открытое нерегулируемое фонтанирование в результате нарушений герметичности устьевой арматуры.

Для предупреждения нерегулируемого фонтанирования арматура всегда опрессовывается на двукратное испытательное давление. В последнее время были разработаны и нашли применение различные отсекатели, спускаемые в скважину на некоторую глубину или даже под башмак колонны фонтанных труб.Пульсация при фонтанировании, могущая привести к преждевременной остановке скважины.Образование асфальто-смолистых и парафиновых отложений на внутренних стенках НКТ и в выкидных линиях.Образование песчаных пробок на забое и в самих НКТ при эксплуатации неустойчивых пластов, склонных к пескопроявлению. Отложения солей на забое скважины и внутри НКТ.

Осложнения в работе фонтанных скважин и их предупреждение(наиболее типичные и наиболее опасные по своим последствиям осложнения)

Слайд 46Цикл работы. Когда в межтрубном пространстве (между колоннами 2 и 3)

нет давления и в подъемнике нет давления закачиваемого газа, обратный клапан 7 открывается и жидкость из скважины поступает в камеру накопления и поднимается в подъемник в межтрубное пространство. После подъема уровня жидкости на расчетную величину расположенный на устье автомат подачи газа включается и сжатый газ подается в межтрубное пространство. Обратный клапан 7 закрывается, отсекая от скважины накопившийся объем жидкости и оттесняя ее уровень через клапан 9 до башмака подъемника 2. Происходит газирование жидкости и выброс ГЖС на поверхность. Давление газа в межтрубном пространстве падает и автомат перекрывает подачу. Обратный клапан 9 закрывается. Открывается обратный клапан 7.

Двухрядный подъемник с камерой накопления. Предназначен для периодической эксплуатации малодебитных скважин, работающих с осложнениями.

Ингибиторный клапан

Ингибиторный клапан , устанавливаемый в кармане скважинкой камеры, по конструкции и принципу действия мало чем отличается от газлифтного. Он имеет подпружиненный пружиной шток, который прижат к седлу. С помощью гайки изменяют степень сжатия пружины, а следовательно, и давление открытия клапана при вводе ингибитора. Нередко в качестве ингибиторного клапана используют съемный газлифтный клапан.

Ингибиторный клапан в составе комплекса обеспечивает подачу ингибиторов различного назначения из затрубного пространства во внутреннюю полость колонны лифтовых труб.

Ингибиторный клапан КИНГ спускается в составе колонны подъемных труб и применяется в комплексах типов КПГ и КУСА.

Ингибиторный клапан КИНГС 1 ( рис. 56, б) фиксируется в кармане скважинкой камеры при помощи цанги, которая, выходя из кармана камеры, разжимается буртом корпуса клапана 13, входящим в цангу при посадке, и фиксирует клапан.

Ингибиторный клапан КИНГ ( табл. 4.9.6; рис. 4.9.8) спускается в скважину на колонне подъемных труб. Второй клапан ( седло 3 и шарик 2) перепускает ингибитор в подъемные трубы, но препятствует обратному перетоку, если ингибитор не подается.

Съемный ингибиторный клапан ( рис. II.8), срабатывающий при заданном давлении, устанавливается в боковом кармане фонтанной трубы. С повышением давления в затрубном пространстве более заданного ингибитор через штуцер 9 поступает в камеру клапана, шток 7 поднимается и сжимает пружину 5, и ингибитор через обратный клапан 14 поступает в фонтанные трубы. Со снижением давления в затрубном пространстве подача ингибитора прекращается и шток под действием пружин 5 возвращается в исходное положение. Обратный клапан 14 предотвращает противоток ингибитора.

Ингибиторные клапаны типа КИНГС предназначены для подачи ингибиторов различного назначения из затрубного пространства в полость подъемных труб при эксплуатации скважины. Они используются в комплексах оборудования типа К1ТГ и КСГ.

Ингибиторные клапаны типа КИНГ ( рис. 19.5, табл. 19.9) предназначены для подачи ингибитора разного назначения из затрубного пространства в полость подъемных труб в процессе эксплуатации скважины. Они применяются в комплексах скважинного оборудования типа КПГ. Ингибитор поступает из затрубного пространства через фильтр, надетый на корпус и клапан. Давление открытия клапана регулируется усилием пружины за счет необходимого числа съемных регулировочных шайб.

Ингибиторные клапаны типа КИНГС ( табл. 19.10) служат для подачи ингибиторов разного назначения из затрубного пространства в полость подъемных труб в процессе эксплуатации скважины, их применяют в комплексах оборудования типов КПГ и КСГ. Клапан состоит из фиксирующего и клапанных механизмов, уплотнений и обратного клапана. При помощи спускного инструмента из комплекта инструментов КИГК с помощью канатной техники клапан устанавливают в сква-жинной камере и фиксируют в кармане при помощи фиксатора.

Съемный ингибиторный клапан KL-3 фирмы Камко ( рис. 145), срабатывающий при заданном давлении, устанавливается в боковом кармане фонтанной трубы. При повышении давления в затруб-ном пространстве выше заданного ингибитор через штуцер 9 поступает в камеру клапана, шток 7 поднимается и сжимает пружину 5, и ингибитор через обратный клапан 14 поступает в фонтанные трубы. При снижении давления в затрубном пространстве подача ингибитора прекращается и шток под действием пружин 5 возвращается в исходное положение. Обратный клапан 14 предотвращает противоток ингибитора.

Меняют ингибиторный клапан LK-5 или LK-3 на циркуляционный клапан CSK-1. Устанавливают защитную гильзу в ниппель клапана-отсекателя. Если верхний фланец катушки 3 выступает над уровнем фундамента более 1400 мм, то основание ротора 15 и лебедочно-приводного блока 7 следует поднять на высоту, необходимую для монтажа превенторной сборки с размером по высоте 3159 мм. Демонтируют фонтанную арматуру до узла подвески.

Слайд 38Фонтанная арматура; Скважинная камера;Колонна НКТГазлифтный клапан; Пакер; Приемный клапан. Рабочая среда

— нефть, газ, пластовая вода с содержанием СО2 до 1% и механических примесей до 0,1 г/л.Оборудование предусматривает возможность перевода скважин с фонтанного способа эксплуатации на газлифтный без подъема скважинного оборудования.

Предназначено для добычи жидкости газлифтным способом из условно-вертикальных и наклонно-направленных скважин.

Наиболее широко применяются газлифтные установки ЛН, рассчитанные на рабочее давление 21 и 35 МПа, максимальную глубину спуска скважинного оборудования — 3500 м, температуру скважинной среды до 120°С

Устьевое и скважинное оборудование

Слайд 45Однорядный подъемник с пакером и перепускным клапаном. Предназначен для периодической эксплуатации

скважин, работающих без осложнений.

Цикл работы. Перепускной клапан 5 закрыт, давление под обратным клапаном 7 со стороны скважины больше, чем давление со стороны подъемника и клапан 7 открывается. Продукция поступает в подъемник, уровень жидкости в нем растет. Растет и давление на сильфон перепускного клапана 5, который срабатывает от давления в подъемнике. При достижении заданного перепада давлений между давлением газа в затрубном пространстве и давлением жидкости в подъемнике, клапан 5 открывается, газ поступает в подъемник, обратный клапан 7 закрывается, происходит газирование жидкости и выброс ГС на поверхность. Перепад давлений на сильфон снижается и перепускной клапан 5 закрывается. Под действием давления у башмака подъемника обратный клапан открывается.

Подъемники для периодической эксплуатации скважин

Слайд 28Лубрикатор состоит из корпуса 1, устанавливаемого на фланец буферной задвижки 2

арматуры устья скважины. Размеры корпуса должны позволять размещение в нем спускаемого прибора 3. Лубрикатор имеет спускной краник 7 и уравнительный отвод 8.

Лубрикатор устанавливают при закрытой задвижке 2 без нарушения режима работы фонтанной скважины, нефть из которой поступает непрерывно в боковой отвод 9. Перед спуском прибора в скважину отворачивается сальниковая крышка 4, через которую продергивается кабель или проволока.

Измерительные приборы спускают в скважины на проволоке без остановки скважин. Поскольку на устьях всегда имеется давление, то измерительные приборы в действующую скважину вводят через лубрикатор.

Устройства для спуска измерительных приборов в скважину

Слайд 56Использование всех преимуществ энергии газа в коллекторе (эксплуатация скважин с большим

газовым фактором); Возможность добычи больших объемов нефти; Эксплуатация в осложненных условиях (высокое газосодержание или температура жидкости, наличие мех.примесей (песка), отложения парафина и солей);Эксплуатация в скважинах с высокой кривизной (кустовые и наклонно направленные скважины); Гибкость и сравнительная простота регулирования режима работы скважин по дебиту. Простота обслуживания и ремонта газлифтных скважин и большой межремонтный период работы.

Необходимость наличия источника газа высокого давления (большие начальные капитальные вложения в строительство компрессорных станций);Проблемы с застыванием и гидратами; Возможность образования стойких эмульсий в процессе подъема продукции скважин. Сложность полного извлечения флюида из малопродуктивных скважин и скважин с низким забойным давлением;

ГАЗЛИФТ

ПРЕИМУЩЕСТВА

НЕДОСТАТКИ

Политика конфиденциальности

Настоящим даю согласие на обработку моих вышеуказанных персональных данных ООО «ТД «НКМЗ»
(юридический адрес: 452683, Респ Башкортостан, г. Нефтекамск, ул. Магистральная, д. 19) (далее –
Оператор) с целями: обработки моего запроса, направленного через сайт
www.nkmz-po.ru и его поддоменов *.nkmz-po.ru (далее — Сайт),
и коммуникации со мной в целях, связанных с обработкой и выполнением моего запроса с помощью
различных средств связи, а именно посредством: интернет; сообщений на адрес электронной почты;
коротких текстовых сообщений (SMS) и мультимедийных сообщений (MMS) на номер телефона; а также
посредством использования информационно-коммуникационных сервисов, таких как Viber, WhatsApp и
тому подобных; телефонных звонков, маркетинговых и информационных рассылок.

Под персональными данными понимается любая информация, относящаяся прямо или косвенно к
определённому, или определяемому физическому лицу (гражданину).

Я разрешаю совершать со своими персональными данными следующие действия: сбор, систематизацию,
накопление, хранение (в электронном виде и на бумажном носителе), уточнение (обновление,
изменение), использование, распространение (в том числе передачу) моих персональных данных
третьим лицам, с которыми у Операторов имеются действующие договоры, в рамках которых Операторы
поручают обработку персональных данных в вышеуказанных целях, включая трансграничную передачу
персональных данных, обезличивание, блокирование, уничтожение, с использованием средств
автоматизации и без использования таких средств.

Основанием для обработки персональных данных являются: статья 24 Конституции РФ и статья 6
Федерального закона № 152-ФЗ «О персональных данных» с дополнениями и изменениями.

Я подтверждаю, что, давая настоящее согласие на обработку моих вышеуказанных персональных
данных, я нахожусь на территории Российской Федерации.

Персональные данные хранятся и обрабатываются до завершения всех необходимых процедур либо до
ликвидации Оператора.

Настоящее согласие на обработку моих персональных данных действует до момента выполнения моего
запроса, направленного по электронному адресу info@nkmz-po.ru
и может быть отозвано мною ранее в соответствии со статьей 9 Федерального закона от 27.07.2006
года № 152-ФЗ «О персональных данных» посредством направления соответствующего письменного
заявления по почтовому адресу Оператора, указанного в настоящем согласии.

Слайд 33 В момент пуска газлифтной скважины, т. е. когда уровень

жидкости в межтрубном пространстве будет оттеснен до башмака, давление газа, действующее на этот уровень (пусковое давление), будет уравновешиваться гидростатическим давлением столба жидкости в подъемных трубах.

Пусковое давление всегда больше рабочего. Это осложняет промысловое обустройство и технику эксплуатации газлифтных скважин, так как для их пуска необходимо иметь источник газа высокого давления в виде специального компрессора и газовой линии, рассчитанной на пусковое давление.

После прорыва газа через башмак подъемных труб и выноса части жидкости, скважина переходит на установившийся режим работы с соответствующим отбору динамическим уровнем, и с соответствующим этому уровню рабочим давлением.

Пуск газлифтной скважины