Схемы подключения | Лифт-Комплекс ДС

1. Главная
2. Специалисту
3. Схемы подключения

Документация

• Все схемы
• ЛБ 7.2
• ЛБ 6.1 Pro подключение к электронным СУЛ
• ЛБ 6.0 подключение к электронным СУЛ
• ЛБ 6.0 подключение к релейным СУЛ

ЛБ 7.2

ЛБ 6.1 Pro подключение к электронным СУЛ

Наименование документа	Дата обновления
Схема подключения ЛБ6.1 Pro к ARKEL (изм.1).	04.09.2012	скачать
Схема подключения ЛБ6.1 Pro к LG (изм.1).	04.09.2012	скачать
Схема подключения ЛБ6. 1 Pro к НКУ-МППЛ БПШ-2 (изм.0).	04.09.2012	скачать
Схема подключения ЛБ6.1 Pro к ORONA ARCA1 (изм.0).	04.09.2012	скачать
Схема подключения ЛБ6.1 Pro к ШУЛ с ПКЛ-32 (изм.0).	04.09.2012	скачать
Схема подключения ЛБ6.1 Pro к SCHINDLER (изм.1).	04.09.2012	скачать
Схема подключения ЛБ6.1 Pro к THYSSEN (изм.0).	04.09.2012	скачать
Схема подключения ЛБ6.1 Pro к УКЛ, УЛ с ПУ-2, ПУ-3 и УЭЛ с ЦПУ (изм.2).	12.08.2021	скачать
Схема подключения ЛБ6.1 Pro к BG15 (изм.0).	04.09.2012	скачать
Схема подключения ЛБ6.1 Pro к BLT (изм.0).	04.09.2012	скачать
Схема подключения ЛБ6.1 Pro к DAESUNG	23.05.2017	скачать
Схема подключения ЛБ6. 1 Pro к DOPPLER (изм.0)	04.09.2012	скачать
Схема подключения ЛБ6.1 Pro к EXPRESS (изм.1)	16.10.2012	скачать
Схема подключения ЛБ6.1 Pro к KLEEMANN (изм.0)	04.09.2012	скачать
Схема подключения ЛБ6.1 Pro к KONE	22.08.2017	скачать
Схема подключения ЛБ6.1 Pro к AXEL (изм.0)	04.09.2012	скачать
Схема подключения ЛБ6.1 Pro к OTIS (изм.0)	04.09.2012	скачать
Схема подключения ЛБ6.1 Pro к СОЮЗ	11.08.2017	скачать
Схема подключения ЛБ6.1 Pro к ШК6000	25.01.2021	скачать

ЛБ 6.0 подключение к электронным СУЛ

Наименование документа	Дата обновления
Схема подключения ЛБ6. 0 к HYUNDAI (изм.1)	02.10.2012	скачать
Схема подключения ЛБ6.0 к VEGA (изм.2)	15.07.2015	скачать
Схема подключения ЛБ6.0 к KONE	22.08.2017	скачать
Схема подключения ЛБ6.0 к ORONA ARCA1 (изм.0)	04.09.2012	скачать
Схема подключения ЛБ6.0 к ARKEL (изм.1)	02.10.2012	скачать
Схема подключения ЛБ6.0 к СОЮЗ	11.08.2017	скачать
Схема подключения ЛБ6.0 к НКУ-МППЛ БПШ-2 (изм.0)	04.09.2012	скачать
Схема подключения ЛБ6.0 к ОЛИМП (изм.0)	04.09.2012	скачать
Схема подключения ЛБ6.0 к ELEX с контроллером LEX-Q Rev.1	04.03.2014	скачать
Схема подключения ЛБ6.0 к LG (изм.4)	29. 08.2011	скачать
Схема подключения ЛБ6.0 к УКЛ, УЛ с ПУ-2, ПУ-3 и УЭЛ с ЦПУ (изм.7).	12.08.2021	скачать
Схема подключения ЛБ6.0 к УУЛ (РСУЛ) (изм.2)	01.09.2010	скачать
Схема подключения к лифту ЛБ6.0 к THYSSEN с TCI, TCM, LS-3 (изм.2)	01.09.2010	скачать
Схема подключения ЛБ6.0 к СУЛ ОАО «МЭЛ» (изм.2)	01.09.2010	скачать
Схема подключения ЛБ6.0 к СПУЛ (изм.1)	01.09.2010	скачать
Схема подключения ЛБ6.0 к SODIMAS (изм.2)	01.09.2010	скачать
Схема подключения ЛБ6.0 к SCHINDLER (изм.2)	01.09.2010	скачать
Схема подключения ЛБ6.0 к ШУЛ с ПКЛ-32 (изм.4)	01.09.2010	скачать
Схема подключения ЛБ6.0 к ШУЛК с ПКЛ-17 (изм. 3)	01.09.2010	скачать
Схема подключения ЛБ6.0 к ШК6000 (изм.0)	25.01.2021	скачать
Схема подключения ЛБ6.0 к OTIS (изм.2)	01.09.2010	скачать
Схема подключения ЛБ6.0 к ORONA (изм.1)	01.09.2010	скачать
Схема подключения ЛБ6.0 к НКУ-МППЛ (изм.2)	01.09.2010	скачать
Схема подключения ЛБ6.0 к KLEEMANN с LiSA (изм.1)	01.09.2010	скачать
Схема подключения ЛБ6.0 к EXPRESS (изм.1).	01.09.2010	скачать
Схема подключения ЛБ6.0 к DAESUNG	23.05.2017	скачать
Схема подключения ЛБ6.0 к DOPPLER (изм.1).	01.09.2010	скачать
Схема подключения ЛБ6.0 к BLT c MPK708 (изм.3)	01.09.2010	скачать
Схема подключения ЛБ6. 0 к лифтам с BG15 (изм.1)	01.09.2010	скачать
Схема подключения ЛБ6.0 к AXEL (изм.1)	01.09.2010	скачать
Схема подключения ЛБ6.0 к THYSSEN TAC50 (изм.1)	01.09.2010	скачать
Схема подключения ЛБ6.0 к лифтам CANNY (изм.1)	20.03.2013	скачать
Схема подключения ЛБ6.0 к лифту 1021КЛ.10.00.01 Э3 со шкафом управления ZX-WP CAN3000B-VVVF	06.02.2015	скачать
Схема подключения ЛБ6.0 к лифтам LLC (изм.0)	20.07.2015	скачать

ЛБ 6.0 подключение к релейным СУЛ

Наименование документа	Дата обновления
Схема подключения к лифту 0471.10.4.10.01 Э3	31.08.2007	скачать
Схема подключения к лифту 012. 10.4.12.00 АЭ3	31.08.2007	скачать
Схема подключения к лифту 0411.10.5.17.03 Э3 (УПЛ/УЛЖ)	31.08.2007	скачать
Схема подключения к лифту 1101.10.4.12.501АЭ3	31.08.2007	скачать
Схема подключения к лифту 143У.10.5.16.00 ВЭ3	31.08.2007	скачать
Схема подключения к лифту 143У.10.5.12.00 АЭ3	31.08.2007	скачать
Схема подключения к лифту К-144У.10.5.20.00 АЭ3 (изм.1)	27.11.2012	скачать
Схема подключения к лифту 402А.10.4.20.00.АЭ3 (изм.1)	27.11.2012	скачать
Схема подключения к лифту Щ-366В.10.4.17.00Э3	31.08.2007	скачать
Схема подключения к лифту 427.10.4.12.00 Э3	31.08.2007	скачать
Схема подключения к лифту 007. 10.4.12.00 ВЭ3	31.08.2007	скачать
Схема подключения к лифту 007.10.4.12.00 АЭ3	31.08.2007	скачать
Схема подключения к лифту 007.10.4.09.00 Э3	31.08.2007	скачать
Схема подключения к лифту 007.10.4.09 Cx-B	31.08.2007	скачать

Системы управления лифтом | KEB

• Предложение о применении ПЧ KEB в лифтовой тематике.pdf

KEB-Лифт LCD-дисплей 00.F5.060-KL10

• Инструкция F5-Лифт версия 3.21 LCD-дисплей (рус.).pdf

• Описание LCD пульта оператора 00.F5.060-KL10.pdf

• Краткое руководство KEB-лифт LCD-дисплей 00.F5.060-KL10.pdf

• Список библиотек СУ и лебедок для КЕВ-Лифт LCD-дисплей от 29.11.16.pdf

• Инструкция по быстрому запуску KEB F5-Lift LCD оператор KL10. pdf

• Инструкция по быстрому запуску KEB F5-Lift LCD оператор KL10_УЭЛ_ УЛ_УКЛ_редакция 1.6.pdf

• Инструкция по быстрому запуску KEB F5-Lift LCD оператор KL10_УЭЛ_ УЛ_УКЛ_ШК_Для ЩЛЗ_редакция 1.8

KEB-Лифт 00.F5.060-200C

• Инструкция F5-Лифт (рус.).pdf

• Инструкция F5-Лифт (англ.).pdf

• Инструкция по монтажу комплекта выноса пульта 00F5060-200C.pdf

• ВНИМАНИЕ! Перед первым включением необходимо проверить распайку кабеля обратной связи (для лебедок производства WITUR и ООО»ЕПМ»).pdf

• Dim lights

  Embed Embed this video on your site

• Инструкция по быстрому запуску асинхронных лебёдок производства ОАО «НИПТИЭМ» со станцией управления УКЛ_ver. 1.2.pdf

• Схема подключения к станции УКЛ.pdf
• 
  

  ---

• Инструкция по быстрому запуску асинхронных редукторных лебедок без энкодера.pdf

• Инструкция по быстрому запуску асинхронных редукторных лебедок без энкодера со станцией ШУЛМ-Р.pdf

• Инструкция по быстрому запуску асинхронных редукторных лебедок без энкодера со станцией УЭЛ.pdf

• Инструкция по быстрому запуску асинхронных редукторных лебедок без энкодера со станцией УКЛ.pdf

• Инструкция по быстрому запуску синхронных без редукторных лебедок WSG со станцией ШУЛМ-Р-12.pdf

• Инструкция по быстрому запуску синхронных без редукторных лебедок WSG со станцией ШК 6000.pdf

• Станция ШК 6000 — проблеммы с запуском.pdf

• Инструкция по быстрому запуску синхронных без редукторных лебедок ЕМП со станцией УЭЛ.pdf

• Инструкция по быстрому запуску синхронных без редукторных лебедок ЕМП со станцией ШУЛМ-Р. pdf

• Дополнение к инструкциям с лебедками ЕПМ , енкодерами ECN 1325  и станциями ШУЛМ, УЭЛ, ШК 6000.pdf
  

  ---

• Протокол испытаний ОАО ЩЛЗ пассажирского лифта ПП-0411Щ с ПЧ KEB.pdf

• АКТ испытаний ОАО ЩЛЗ пассажирского лифта ПП-0411Щ с ПЧ KEB.pdf

• Результат испытаний ОАО ЩЛЗ пассажирского лифта ПП-0411Щ с ПЧ KEB.pdf

• Протокол испытаний ОАО ЩЛЗ тормозного резистора серии BR.226 производства ООО «КЕВ-РУС».pdf
  

  ---

• Протокол испытаний лебедки Русэлпром и привода КЕВ.pdf
• Протокол испытаний ЭМС.pdf

• Протокол испытаний преобразователя частоты KEB серии F5 в комплекте с фильтром ЭМС серии U5R на помехоустойчивость и помехоэмиссию.pdf
  

  ---

Очет ООО «Европейские подъёмные машины» об испытании ПЧ KEB Combivert F5-Lift от 25. 06.2012 г.

О неустойчивости газлифтных скважин и схемах стабилизации автоматическим управлением | Производство и операции SPE

Пропустить пункт назначения

19 мая 2008 г.

Жиль Отто Эйкрем;

Оле Мортен Аамо;

Бьярн А. Фосс

SPE Prod & Oper 23 (02): 268–279.

Номер бумаги:
SPE-101502-PA

https://doi.org/10.2118/101502-PA

История статьи

9 0004

Цитировать

• Посмотреть эту цитату
• Добавить в менеджер цитирования

Citation

Эйкрем, Гисле Отто, Аамо, Оле Мортен и Бьярн А. Фосс. «О неустойчивости газлифтных скважин и схемах стабилизации автоматическим управлением». SPE Prod & Opera 23 (2008): 268–279. doi: https://doi.org/10.2118/101502-PA

Скачать файл цитаты:

• Ris (Zotero)
• Менеджер ссылок
• EasyBib
• Подставки для книг
• Менделей
• Бумаги
• Конечная примечание
• РефВоркс
• Бибтекс

панель инструментов поиска

Расширенный поиск

В этой статье мы представляем простую нелинейную динамическую модель, которая показывает существенную динамику нестабильности обсадной колонны в газлифтных скважинах, несмотря на сложную природу двухфазного потока. С помощью модели создаются карты стабильности, показывающие области стабильных и нестабильных настроек для клапана добычи, управляющего потоком добываемой нефти и газа из НКТ. Показано, что оптимальная стационарная добыча находится в области нестабильности, соответствующей дебиту нефти, который не может поддерживаться без автоматического управления. Предлагаются три простые схемы управления, которые успешно стабилизируют неустойчивость обсадной колонны при моделировании и, что более важно, в лабораторных экспериментах.

Ключевые слова:

машинное обучение,
Искусственный интеллект,
производственный контроль,
впрыск газа,
точка впрыска,
нестабильность устья обсадной колонны,
нестабильность,
мониторинг производства,
газлифт,
устьевое давление

Предметы:

Системы механизированной добычи,
Газлифт,
Информационный менеджмент и системы,
Наблюдение и мониторинг за скважинами и резервуарами

Вы можете получить доступ к этой статье, если купите или потратите загрузку.

У вас еще нет аккаунта? регистр

Просмотр ваших загрузок

Газлифт — PetroWiki

Газлифт — это метод механизированной добычи, в котором используется внешний источник газа под высоким давлением для пополнения пластового газа для подъема скважинных флюидов. Принцип газлифта заключается в том, что газ, нагнетаемый в НКТ, снижает плотность жидкости в НКТ, а пузырьки оказывают «скребковое» действие на жидкости. Оба фактора действуют на снижение гидравлического забойного давления (ЗД) на дне НКТ. В настоящее время используются два основных типа газлифта — с непрерывным и прерывистым потоком. На этой странице кратко описывается каждый метод, его преимущества и недостатки.

Содержимое

• 1 Проточный газлифт
  • 1.1 Преимущества
  • 1.2 Недостатки
• 2 Газлифт прерывистого действия
  • 2.1 Преимущества
  • 2.2 Недостатки
• 3 приложения
• 4 Ограничения газлифта
• 5 примечательных статей в OnePetro
• 6 Внешние ссылки
• 7 См. также
• 8 Категория

Газлифт прямоточный

Подавляющее большинство газлифтных скважин работают с непрерывным потоком, который очень похож на естественный поток. На рис. 1 показана схема газлифтной системы. В непрерывном газлифте пластовый газ дополняется дополнительным газом высокого давления из внешнего источника. Газ непрерывно закачивается в эксплуатационный трубопровод на максимальной глубине, которая зависит от давления закачиваемого газа и глубины скважины. Закачиваемый газ смешивается с добываемым скважинным флюидом и снижает плотность и, как следствие, градиент давления смеси от точки закачки газа к поверхности. Уменьшенный градиент давления потока снижает динамическое забойное давление ниже статического забойного давления, тем самым создавая перепад давления, который позволяет текучей среде течь в ствол скважины. Рис. 2 иллюстрирует этот принцип.

Газлифт с непрерывным потоком рекомендуется для скважин с большим объемом и высоким статическим давлением, в которых могут возникнуть серьезные проблемы с откачкой при использовании других методов механизированной добычи. Это превосходное применение для морских пластов с сильным водонапором или для заводненных коллекторов с хорошим коэффициентом полезного действия и высоким газовым фактором (ГФ). Когда газ высокого давления доступен без сжатия или когда стоимость газа низкая, газлифт особенно привлекателен. Непрерывный газлифт дополняет добываемый газ дополнительной закачкой газа для снижения входного давления в НКТ, что также приводит к снижению пластового давления.

Обязательна надежная и достаточная поставка высококачественного лифтового газа высокого давления. Эта подача необходима на протяжении всего срока эксплуатации скважины, если необходимо эффективно поддерживать газлифт. На многих месторождениях добыча газа снижается по мере увеличения обводненности, что требует внешнего источника газа. Давление газлифта обычно фиксируется на начальном этапе проектирования установки. В идеале система должна быть спроектирована таким образом, чтобы подниматься непосредственно над продуктивной зоной. Скважины могут давать неравномерно или вообще не давать притока, когда прекращается подача подъемника или резко колеблется давление. Плохое качество газа ухудшит или даже остановит добычу, если он содержит коррозионно-активные вещества или чрезмерное количество жидкостей, которые могут повредить клапаны или заполнить ниши в линиях подачи. Основное требование к газу должно быть выполнено, иначе газлифт не является жизнеспособным методом подъема.

Непрерывный газлифт создает относительно высокое противодавление в пласте по сравнению с насосными методами; следовательно, темпы производства снижаются. Кроме того, энергоэффективность не так хороша по сравнению с некоторыми методами механизированной добычи, а низкая эффективность значительно увеличивает как первоначальные капитальные затраты на сжатие, так и эксплуатационные затраты на энергию.

Численные модели позволяют прогнозировать производительность скважины при непрерывном газлифте. Применимость этих моделей зависит от их класса (механистические или эмпирические) и лежащих в их основе допущений.

Преимущества

Газлифт имеет следующие преимущества.

• Газлифт — лучший метод механизированной добычи для перемещения песка или твердых материалов. Многие скважины дают некоторое количество песка, даже если установлена ​​система контроля пескопроявления. Образовавшийся песок не вызывает механических проблем в газлифтной системе; тогда как только небольшое количество песка мешает другим методам откачки, за исключением винтового насоса (PCP).
• Отклоненные или криволинейные отверстия можно легко поднять с помощью газлифта. Это особенно важно для скважин на морских платформах, которые обычно бурятся наклонно.
• Газлифт позволяет одновременно использовать канатное оборудование, а такое скважинное оборудование легко и экономично обслуживать. Эта функция позволяет выполнять плановый ремонт через трубку.
• Стандартная конструкция газлифта оставляет НКТ полностью открытым. Это позволяет использовать съемку забойного давления, зондирование и отбор песка, каротаж, резку, парафин и т. д.
• ГФ высокого пласта очень полезны для газлифтных систем, но мешают другим системам механизированной добычи. Добываемый газ означает, что требуется меньше закачиваемого газа; тогда как во всех других методах откачки перекачиваемый газ резко снижает объемную эффективность откачки.
• Газлифт гибкий. Широкий диапазон объемов и глубин подъема может быть достигнут практически с использованием одного и того же скважинного оборудования. В некоторых случаях переключение на кольцевой поток также может быть легко выполнено для работы с чрезвычайно большими объемами.
• Центральную газлифтную систему легко можно использовать для обслуживания множества скважин или эксплуатации всего месторождения. Централизация обычно снижает общие капитальные затраты и упрощает контроль и испытание скважины.
• Газлифтная система не навязчивая; у него низкий профиль. Оборудование наземных скважин такое же, как и фонтанных, за исключением замера нагнетательного газа. Низкий профиль обычно является преимуществом в городских условиях.

Подземное оборудование

• относительно недорогое. Затраты на ремонт и техническое обслуживание подземного оборудования, как правило, невелики. Оборудование легко вытаскивается и ремонтируется или заменяется. Также нечасто проводятся капитальные ремонты скважин.
• Установка газлифта совместима с подземными предохранительными клапанами и другим наземным оборудованием. Использование управляемого с поверхности подземного предохранительного клапана с 1/4-дюйм. линия управления позволяет легко закрыть скважину.
• Газлифт может по-прежнему работать достаточно хорошо, даже если на момент проектирования доступны только плохие данные. Это удачно, потому что расчет интервалов обычно должен быть сделан до того, как скважина будет завершена и испытана.

Недостатки

Газлифт имеет следующие недостатки.

• Относительно высокое противодавление может серьезно ограничить добычу при непрерывном газлифте. Эта проблема становится более серьезной с увеличением глубины и снижением статического забойного давления. Таким образом, скважину длиной 10 000 футов со статическим забойным давлением 1000 фунтов на квадратный дюйм и коэффициентом продуктивности 1,0 барреля в сутки/фунт на квадратный дюйм было бы трудно поднять с помощью стандартной газлифтной системы с непрерывным потоком. Однако для таких скважин существуют специальные схемы.
• Газлифт относительно неэффективен, что часто приводит к большим капиталовложениям и высоким эксплуатационным расходам энергии. Компрессоры относительно дороги и часто требуют длительных сроков поставки. Компрессор занимает много места и вес при использовании на морских платформах. Кроме того, стоимость береговых систем распределения может быть значительной. Увеличение использования газа также может привести к увеличению размера необходимого выкидного трубопровода и сепараторов.
• Адекватное газоснабжение необходимо на протяжении всего срока реализации проекта. Если на месторождении заканчивается газ или газ становится слишком дорогим, может возникнуть необходимость перейти на другой метод механизированной добычи. Кроме того, должно быть достаточно газа для легкого запуска.
• Эксплуатация и обслуживание компрессоров могут быть дорогими. Для надежной работы требуются опытные операторы и хорошие механики по компрессорам. Время простоя компрессора должно быть минимальным (< 3%).
• При подъеме сырой нефти с низкой плотностью (менее 15°API) возникают повышенные трудности из-за большего трения, газообразования и оттока жидкости. Охлаждающий эффект расширения газа может еще больше усугубить эту проблему. Кроме того, охлаждающий эффект усугубит любую проблему с парафином.
• Для создания хорошего дизайна необходимы хорошие данные. Если она недоступна, операции, возможно, придется продолжить с неэффективной схемой, которая не обеспечивает полную производительность скважины.

Потенциальные эксплуатационные проблемы газлифта, которые необходимо решить, включают:

• Проблемы с замерзанием и образованием гидратов в линиях закачки газа
• Коррозионно-активный газ
• Серьезные проблемы с парафином
• Колебания давления всасывания и нагнетания
• Проблемы с проводом

Другие проблемы, которые необходимо решить:

• Изменение состояния скважины
• Особенно снижается BHP и индекс производительности (PI)
• Глубокий высокообъемный лифтинг
• Помехи клапана (многоточечные)

Кроме того, двойной газлифт сложен в эксплуатации и часто приводит к низкой эффективности подъема. Эмульсии, образующиеся в НКТ, которые могут ускоряться, когда газ поступает навстречу потоку НКТ, также должны быть устранены.

Газлифт с прерывистым потоком

Как следует из названия, прерывистый поток представляет собой периодическое вытеснение жидкости из НКТ за счет нагнетания газа под высоким давлением. Действие аналогично тому, которое наблюдается при выстреле пули из ружья. ( См. рис. 2 .) Жидкая пробка, скопившаяся в трубке, представляет собой пулю. При нажатии на спусковой крючок (газлифтный клапан открывается) нагнетаемый под высоким давлением газ поступает в камеру (трубопровод) и быстро расширяется. Это действие заставляет жидкую пробку (заштрихованную Рис. 2 ) из трубки таким же образом, как расширяющийся газ выталкивает пулю из ружья. Недостатком газлифта с прерывистым потоком является необходимость «включения / выключения» газа высокого давления, что создает проблему обращения с газом на поверхности и вызывает скачки динамического забойного давления, что недопустимо во многих скважинах, добывающих песок. Из-за прерывистой работы скважины газлифт с прерывистым потоком не может обеспечить такую ​​высокую производительность, как газлифт с непрерывным потоком. Перемежающийся поток не следует рассматривать, если динамическое забойное давление низкое, а скважина газлифтная от забойного клапана.

Метод прерывистого газлифта обычно используется на скважинах, производящих небольшие объемы жидкости (приблизительно < 150–200 баррелей в сутки), хотя некоторые системы производят до 500 баррелей в сутки. Скважины, в которых рекомендуется периодическая добыча, обычно имеют характеристики высокого индекса продуктивности (PI) и низкого забойного давления (BHP) или низкого PI при высоком BHP. Прерывистый газлифт может использоваться для замены непрерывного газлифта на скважинах, дебиты которых истощены до низкого уровня, или когда газовые скважины истощены до низких дебитов и им мешает загрузка жидкостью.

Если для подъема флюидов из относительно неглубокой скважины с высоким газовым фактором (ГФ), низким КПД или низким забойным давлением и плохим изгибом, дающим некоторое количество песка, имеется адекватная, качественная и недорогая подача газа, тогда Прерывистый газлифт был бы отличным выбором. Прерывистый газлифт имеет многие из тех же преимуществ/недостатков, что и газлифт с непрерывным потоком, и основные факторы, которые следует учитывать, аналогичны. Только различия выделены в последующем обсуждении. Если вместо прерывистого подъема можно использовать плунжерный подъем, эффективность будет выше. Эта разница может определить успех или неудачу системы.

Преимущества

Прерывистый газлифт имеет следующие преимущества.

• Периодический газлифт обычно имеет значительно более низкую производительность забойного давления, чем методы непрерывного газлифта.
• Он способен перекачивать небольшие объемы жидкости с относительно низким забойным давлением.

Недостатки

Прерывистый газлифт имеет следующие недостатки.

• Периодический газлифт ограничен скважинами с малым объемом. Например, скважина глубиной 8000 футов с диаметром 2 дюйма. номинальные НКТ редко могут производиться со скоростью более 200 баррелей в день при среднем давлении добычи намного ниже 250 фунтов на кв. дюйм.
• Среднее продуктивное давление традиционной системы прерывистой добычи по-прежнему относительно высокое по сравнению со штанговым насосом; однако производительность забойного давления можно уменьшить за счет использования камер. Камеры особенно подходят для скважин с высоким PI и низким забойным давлением.
• Энергоэффективность низкая. Как правило, на баррель добываемой жидкости используется больше газа, чем при газлифте с постоянным расходом. Кроме того, откат части жидких пробок, поднимаемых газовым потоком, увеличивается с глубиной и обводненностью, что делает систему подъема еще более неэффективной. Однако обратный отток жидкости можно уменьшить за счет использования плунжеров, где это применимо.
• Колебания дебита и забойного давления могут нанести ущерб скважинам с контролем пескопроявления. Добытый песок может закупорить насосно-компрессорную трубу или стоячий клапан. Кроме того, колебания давления в наземных сооружениях вызывают проблемы с обработкой газа и жидкости.
• Периодический газлифт обычно требует частых регулировок. Оператор по аренде должен регулярно изменять скорость закачки и период времени, чтобы увеличить добычу и поддерживать потребность в нефтяном газе на относительно низком уровне.

Приложения

Газлифт особенно применим для подъема жидкостей в скважинах, из которых добывается значительное количество газа вместе с сырой нефтью. Газовые компрессоры почти всегда устанавливаются для сбора добытого газа и с небольшими изменениями могут быть спроектированы для обеспечения высокого давления нагнетаемого газа для газлифтной системы. Закачиваемый газ только дополняет пластовый газ и может составлять лишь небольшой процент от общего объема добытого газа. Большинство скважин с непрерывным потоком могут быть истощены с помощью газлифта, потому что программы поддержания пластового давления реализуются на большинстве крупных нефтяных месторождений, и многие резервуары имеют гидропривод.

Гибкость газлифта с точки зрения производительности и глубины подъема редко может быть сравнима с другими методами механизированной добычи, если доступны адекватное давление и объем закачиваемого газа. Газлифт — одна из самых щадящих форм механизированной добычи, потому что плохо спроектированная установка обычно приводит к газлифту некоторого количества жидкости. Глубина оправки для многих газлифтных установок с извлекаемой оправкой клапана рассчитывается с минимальной информацией о скважине.

Сильно наклонные скважины, которые добывают песок и имеют высокое соотношение пластовый газ/жидкость, являются отличными кандидатами для газлифта, когда требуется механизированная добыча. Многие газлифтные установки предназначены для увеличения суточной производительности фонтанирующих скважин. Никакой другой метод не подходит так идеально для проходки скважины на дне океана, как газлифтная система. Газлифтные клапаны, извлекаемые с помощью троса, могут быть заменены без глушения скважины или вытягивания НКТ.

Газлифтный клапан представляет собой простое устройство с небольшим количеством движущихся частей, и скважинные жидкости, содержащие песок, не должны проходить через клапан для подъема. Скважинное оборудование для отдельных скважин относительно недорогое. Наземное оборудование для контроля закачки газа простое, требует минимального обслуживания и практически не требует места для установки. Как правило, сообщаемая высокая общая надежность и более низкие эксплуатационные расходы для системы газлифта превосходят другие методы подъема.

Ограничения газлифта

Основным ограничением для газлифтных операций является отсутствие пластового газа или источника закачиваемого газа. Большое расстояние между скважинами и нехватка места для компрессоров на морских платформах также могут ограничивать применение газлифта. Плохое техническое обслуживание компрессора может увеличить время простоя компрессора и увеличить стоимость газлифтного газа, особенно в небольших полевых установках. Компрессоры дороги и требуют надлежащего обслуживания. Как правило, газлифт не так подходит, как некоторые другие системы, для установок с одной скважиной и скважин с большим расстоянием между скважинами.