Газлифтная эксплуатация нефтяных скважин

Газлифтные клапаны в скважинных камерах устанавливают специальным  инструментом, спускаемым на проволоке  гидравлической лебедкой. Эксцентричность  скважинной камеры обеспечивает при  установленном клапане сохранение свободного проходного сечения НКТ. Это позволяет выполнять необходимые  работы в скважине без подъема  НКТ (рис. 4.8). 
Скважина под газлифтную эксплуатацию может быть оборудована после окончания бурения и вскрытия эксплуатационного объекта спуском НКТ с глухими (ложными) клапанами. По окончании фонтанирования или после снижения устьевого давления глухие клапаны заменяются рабочими и скважину переводят на газлифтную эксплуатацию. 
Скважинные камеры предназначены для посадки газлифтных или ингибиторных клапанов, глухих или циркуляционных пробок при эксплуатации нефтяных скважин фонтанным или газлифтным способом. 
Сильфонная камера представляет собой конструкцию, состоящую из наконечников, рубашки и кармана. Рубашка изготовлена из специальных овальных труб. Для уплотнения клапана в кармане предусмотрены посадочные поверхности. В кармане камеры имеются перепускные отверстия, через которые газ поступает к газлифтному клапану. При ремонтно-профилактических работах в кармане может быть установлена циркуляционная пробка, а при необходимости заглушить перепускные отверстия - глухая пробка. 
Одним из элементов внутрискважинного оборудования газлифтных скважин является промежуточный пакер с гидромеханическим управлением. Пакер предназначен для изоляции затрубного пространства скважин от трубного, а также разобщения зон затрубного пространства, расположенных выше и ниже его. 
Пакер ПН-ЯГМ состоит из уплотняющего устройства, включающего в себя уплотнительные манжеты с обоймами и служащего для герметизации разобщаемых пространств ствола скважины, и устройства для фиксации па-кера в эксплуатационной колонне. Последнее устройство, удерживающее пакер от скольжения из-за перепада давления над и под ним, состоит из корпуса, шпонки, плашки и плашко-держателя. Его спускают в скважину на заданную глубину на конце колонны НКТ.

Пакер фиксируется на месте гидроприводом, состоящим из кожуха и поршня. Процесс осуществляется при перекрытии перехода пакера сбрасываемым шариком или приемным клапаном и созданием дополнительного гидравлического давления внутри колонны НКТ. 
Уплотнительные манжеты пакера деформируются под действием осевого усилия от веса колонны НКТ. Проход пакера освобождается от седла с шариком при увеличении гидравлического давления до значения необходимого для среза винтов клапанного устройства, а при применении приемного клапана - извлечением его инструментом канатной техники. Рабочее давление 21 МПа. Пакер извлекают из скважины подъемом колонны НКТ.

Обслуживание газлифтных скважин включает исследование газлифтных, анализ из работы и устранение неисправнотей зазлифтной установки. Целью исследования является определение параметров пластов, пластовых жидкостей и призабойной зоны для оценки рацонального расхода рабочего агента (газа) по критерию максимума добычи нефти или минимума удельного газа.

Осложняющие условия эксплуатации газлифтных скважин требуют проведения необходимых оргтехмероприятий. Для борьбы с пескопроявлением используют:

• фильтры для закрепления призабойной зоны;
• ограничение депрессии для предотвращения разрушения скелета нефтесодержащих пород;
• конструкции подъемных лифтов и режимы их работы, при которых обеспечивается полный вынос песка.

Для борьбы с парафином, гидратами, солеотложением, образованием эмульсии, несмотря на повышенную металлоемкость установки, иногда используют второй ряд  НКТ, что позволяет закачивать в  кольцевое пространство между ними растворители и химреагенты без остановки скважины.

Образование ледяных и  гидратных пробок в скважинах  и негерметичностях лифта устраняют следующими методами: 

• устранением негерметичности лифта и уменьшением перепада давления на клапане;
• вводом ингибитора в нагнетаемый газ;
• подогревом газа;
• снижение давление при прекращении подачи газа на скважину