Обоснование перевода газлифтного на насосный способ эксплуатации скважин месторождения Монги

Размещено на http://www.allbest.ru/

Перечень сокращений, условных обозначений, терминов, единиц и символов

АВО - аппарат воздушного охлаждения

ВНК - водонефтяной контакт

ГМК - газамотокомпрессор

ГКЗ - государственный комитет по запасам

ГНК - газонефтяной контакт

ГРБ - газораспределительный блок

ГС - вертикальный сетчатый сепаратор

ГКС - газокомпрессорная станция

КЦ - компрессорный цилиндр

ЛЭП - линии электропередач

НГДУ - нефтегазодобывающее управление

НКТ - насосно-компрессорные трубы

ОУГ - устьевое герметизированное оборудование

ОВОС - оценка воздействия на окружающую природную среду

ОГТ - общая глубинная точка

ОГ 2000 - отстойник горизонтальный емкостью 200 м³

ПП - путевой подогреватель

ПЭД - погружной электродвигатель

скв - скважина

УКПН - установка комплексной подготовки нефти

УСН - установка сепарации нефти

УРГ-Л - установка распределения газа с локальной автоматикой

НП - нефтепромысел

10 ГКНа - газомотокомпрессор с наддувом (10 - число рабочих цилиндров, а - управление автоматизировано)

К - коэффициент продуктивности скважины

Р_п - абсолютное давление в пусковой линии газораспределения, МПа

Н - глубина скважины, м

Q_н - дебит нефти, т/сут.

Р_баш - давление у башмака подъемника, МПа

Y_см - средний удельный вес смеси (нефти и газа) между забоем и башмаком, т/м³

Р_стр - страгивающая нагрузка, кг

L - длина подъемных труб, м

h_ст - глубина погружения подъемных труб под статический уровень жидкости, м

Р_опт - оптимальное давление на приеме насоса, МПа

n_в - обводненность продукции скважины, %

L_н - глубина спуска насоса, м

h_тр - напор на трение, м

N_дв - мощность двигателя, кВт

L_к - длина кабеля, м

H_с - потребный напор необходимый для подъема жидкости на поверхность, м

Г_о - газовый фактор, м³/т

о - относительное погружение подъемных труб, м

Реферат

Выпускная квалификационная работа 73 с., 19 таблиц, 14 рисунков, 11 источников.

В рамках данной работы поставлена задача осуществления необходимых расчетных операций по газлифтному и насосному способам с целью обоснования эффективности перевода газлифтных скважин на эксплуатацию УЭЦН.

Анализ расчетов показал что после перевода газлифтных скважин на УЭЦН прирост добычи нефти составляет 5529 т, а экономический эффект от сброса циркулирующего газлифтного газа в магистральный газопровод 133 тыс. руб.

Введение

Месторождение Монги является одним из самых крупных на территории суши Сахалина. Расположено оно в Ногликском районе островной Сахалинской области на побережье Ныйского залива Охотского моря и находится на расстоянии 40 км к северу от районного центра поселка Ноглики и 170 км к югу от города Охи - центра нефтяной и газовой промышленности Сахалина. Город Оха является административным центром Охинского района и единственным городом северной половины острова.

С 1988 года основным способом эксплуатации скважин был компрессорный газлифт.

Важным элементом компрессорного газлифта нефтепромысла Монги является газокомпрессорная станция (ГКС). Она предназначена для повышения давления газа путем сжатия и подачи его в линию газлифта. Основной объект ГКС - компрессорный цех, оснащенный газомотокомпрессорами и рядом вспомогательных систем.

Начало строительства ГКС было положено в 1987 г. В связи с долговременной работой компрессорной станции оборудование ее со временем выходит из строя. Ремонт ГКС требует больших капиталовложений, поэтому газлифтный фонд стал уменьшаться по мере перевода скважин на эксплуатацию УЭЦН.

Еще одной не маловажной причиной отказа от газлифтного способа является экономия природного газа в связи с истощением его ресурсов. Также из объема добываемого газа предполагается подача его в магистральный газопровод для удовлетворения потребностей населенных пунктов.

Фактически на сегодняшний день мощность компрессорной станции не превышает 600 т•м³, поэтому средний фонд по году не может быть более 40 скважин, и то при условии достаточно высокой технологической дисциплины (поддержание удельного оптимального расхода).

С 2004 года, в связи с переходом на единую систему компрессорного газлифта на месторождении Монги, произведены массовые работы по переводу скважин с газлифтного способа эксплуатации на ЭЦН. При этом 10 скважин переведены на эксплуатацию импортными установками ЭЦН REDA. Доля добычи нефти фонтанным способом уменьшается, так как новые скважины из бурения запускались в эксплуатацию способом ЭЦН.

В рамках данной работы поставлена задача осуществления необходимых расчетов по газлифтному и насосному способам с целью обоснования эффективности перевода газлифтных скважин на эксплуатацию УЭЦН, необходимость показать насколько это будет экономически и технически выгодно.

Также в задачу входит проведение сравнительной характеристики между ЭЦН российского производства и зарубежного, чтобы показать установка какого типа будет наиболее эффективна и рентабельна с учетом их межремонтного периода и коэффициента продуктивности.

1. Описание геологического строения

1.1 История геологической изученности

Начало изученности геологического строения района положено в 1908 году маршрутными исследованиями Н.Н Тихоновича. Вплоть до 1965 г. здесь проводились лишь региональные исследования: геологическая съемка 1:100000 в 1950 г., гравиразведка масштаба 1:100000 в 1951 г., маршрутные электроразведочные работы в 1952 - 54 гг. По результатам этих исследований перспективы нефтегазоносности района положительно не оценивались из-за отсутствия благоприятных условий. В 1956 - 57 гг. в пределах акватории Дагинского залива и в прибрежной части суши было проведено ВЭЗ (вертикальное электрозондирование), по материалам которого отмечен подъем горизонтов в южном направлении.

В 1963 - 64 гг. район охвачен гравиметрическими работами в масштабе 1:25000. По результатам работ гравитационное поле здесь выражено высокоградиентной зоной с постепенным убыванием силы тяжести в восточном направлении. Пересчет исходного поля позволил выделить Монгинский максимум и максимум в устье реки Томи. Материалы детальной гравиметрической съемки обобщены тематической партией в 1970 г.

В 1971 г. в районе проводилась геологическая съемка масштаба 1:25000. На фоне моноклинального падения пород в восточном направлении отмечены многочисленные продольные, поперечные и диагональные разрывные нарушения.

Некоторые из них нашли подтверждение последующими работами, в частности, сброс 3, к которому приурочены выходы термических вод. Работами установлено, что Монгинский локальный максимум обусловлен приподнятым блоком в толще неогеновых отложений.

В 1972 - 73 гг. на основании результатов детальных гравиметрических работ начаты поисковые сейсморазведочные работы. Были отработаны сейсмопрофили 15, 16 и 27, выявившие несогласное залегание дагинских отложений с вышележащими и антиклинальный перегиб в них.

В 1973 - 74 гг. сейсморазведочные работы на площади были продолжены. Задачей этих работ являлась подготовка Монгинской антиклинальной складки к разведочному бурению. В результате работ была построена структурная схема по условному сейсмическому горизонту, послужившая основой для заложения первой поисковой скважины и начатой бурением уже в апреле месяце 1975 г. Одновременно с началом буровых работ на площади продолжались сейсморазведочные работы.

При испытании скважины № 1 (1976 г.) песчаного горизонта в отложениях дагинской свиты, залегающего на глубину 2176 - 2185 м, получен мощный фонтан нефти с дебитом 200 т в сутки и, следовательно, было открыто новое месторождение на территории суши острова. И не только было открыто новое месторождение, но и установлена высокая продуктивность отложений дагинской свиты, что послужило основанием для развития принципиально нового направления геологоразведочных работ.

Бурение первых поисковых и разведочных скважин производилось Северо-Сахалинским управлением буровых работ. Затем, для ускорения ввода месторождения в промышленное освоение, было принято решение о концентрации буровых работ и площадь разделили на три участка, где вели бурение скважин одновременно Северо-Сахалинское, Тунгорское и Ногликское управление буровых работ.

На месторождении с сентября месяца 1975 г. по март 1997 г. проводилась опытно-прмышленная эксплуатация скважин. С апреля месяца 1997 г. согласно письму Миннефтепрома от 29.03.77 г. № 11-2-28/127 по согласованию с ГКЗ СССР (письмо № 30/165 от 23.02.77 г.) месторождение введено в промышленную разработку сроком на три года.

1.2 Геологическое строение

1.2.1 Орогидрография

Абсолютные отметки поверхности варьируют от 40 до 10 м Болота и мари занимают около 40 % всей территории. Речная сеть представлена реками Томи, Нельбута, Таежная с многочисленными притоками. Наиболее значительный из них ручей Монго. Все реки впадают в Ныйский залив. Долины рек и ручьев имеют пологие берега и заболоченные днища. Площадь покрыта лесом средней густоты произрастающим в пределах холмистых участков. Типичные представители растительности - ель, пихта, кедровый стланник, лиственница и, реже, береза.

Характерная особенность климата - короткое и дождливое лето и продолжительная суровая зима с частыми буранами и снегопадами. По данным Охинской гидрометеослужбы средняя температура января - 15,7? С, июня + 19,0? С.

1.2.2 Стратиграфия

Монгинское месторождение входит в состав Ногликского района, расположенного в пределах Северо-Сахалинской нефтегазоносной области, приуроченной к западной части Дерюгинского нефтегазоносного бассейна. Характерной особенностью Ногликского района является среднемиоценовый возраст (дагинская свита) регионально продуктивной толщи.

В строении района, наряду с третичными, принимают участие мезозойские (верхнемеловые) осадочные образования.

На Монгинском месторождении вскрытый скважинами разрез представлен (согласно утвержденной стратиграфической схемы) отложениями (снизу вверх) даехуиринской, уйнинской, дагинской, окобыкайской и нутовской свит (горизонтов) неогенового возраста.

Даехуриинская свита

К даехуриинской свите (нижний миоцен) отнесена пачка коричневато-серых аргиллитов, слабо кремнистых, элевритистых неясно-слоистых, с обломками раковин фауны, с прослоями алевролитов темно-серых, крепких, плотных, слабо - слюдистых, вскрытая скважинами № 1 и № 2 с глубин, соответственно, 3044 м и 2943 м.

Уйнинская свита

Отложения свиты вскрыты, в основном, в южной части структуры. Полный ее разрез пройден скважиной №1 в интервале глубин 2220 м - 3044 м. Отложения представлены преимущественно глинами стальными точками с прослойками алевролитов и с песчаников. Глины темно-серые местами коричневые, оскольчатые, часто переходящие в алевролит глинистый, с глубиной становятся аргиллито - подобными с редкими включениями растительной органики и дирита.

Алевролиты темно-серые плотные, крепкие, глинистые. Песчаники серые, мелкозернистые с прослоями угля и алевролита, обогащенного растительной органикой. В скважинах № 31 и № 35 отмечается увеличение количества песчаных прослоев и их толщин до 5 - 10 и более метров. Верхняя граница свиты проводится по подошве XXVII горизонта. Толщина ее 824 м.

Дагинская свита

Является основной продуктивной толщей Ногликского района и месторождения.

Сложена, главным образом, песками и песчаниками, алевролитами с прослоями глин.

В ее разрезе выделено 25 песчаных горизонтов со II по XXVII включительно, семнадцать из которых содержат залежи нефти и газа: II, III, IV, V, VI, VII, VIII, IX, X, ХII, ХIII, ХVI, XIX, XX, XXI, ХХVII горизонты.

Песчаники серые и светло-серые, мелко - и среднезернистые, в разной степени отсортированные, иногда с прослоями, обогащенными скоплениями галек и гравия, с примесью карбонатного цемента.

Алевролиты темно-серые, глинистые, песчано-глинистые, плохо отсортированные, от слабо крепкосцементированных, с примесью карбонатного цемента и растительных остатков.

Толщина песчаных горизонтов изменяется от 14 м до 118 м.

Глины серые и темно-серые, крепкие, алевритистые, с прослоями, алевролитов и песчаников. Толщина глинистых разделов колеблется до 78 м. Прослой глинисто-алевролитовых пород характеризуется сплошной неправильной слоистостью (мелкая косослойчатая, линзовидная, волнистая), которая является показателем накопления осадков в мелководных, лагунных водоемах. В глинах содержатся прослои бурых углей, распространенных почти по всему разрезу свиты, но не повсеместно по площади.

Характерной особенностью отложений свиты является более песчаный состав ее верхней части. При корреляции разрезов по площади четко прослеживается пачки песчаных пластов с маломощными прослоями глин II - III, IV - VI, VIII - Х, XIII - XIX, XXI - XXIV, ХХV - ХХVI, разделенные более мощными глинами, служащими реперами.

Причем пачку пород XIII - XIV - ХV в разрезе многих скважин не предоставляется возможным разделить на горизонты, и она принята за XIII горизонт.

Обращают на себя внимание значительные изменения степени литификации песчаников в нижней части дагинской свиты в разрезах скважин 17, 18, 34 связанная, видимо с большими глубинами погружения на этом участке. Нижняя часть дагинской свиты (ниже XX горизонта) заметно здесь отличается от вскрытой в южных приподнятых блоках.

На основании комплекса палеонтологических данных принят среднемиоценовый возраст свиты.

При относительной выдержанности литологического состава дагинская свита характеризуется весьма резкими колебаниями мощностей, как в целом, так и слагающих ее горизонтов. Толщина свиты в южных блоках изменяется от 1115 - 1200 м (скважины № 36 и № 31) до 1400 м (скважины № 1 и № 41). Севернее, на участке наиболее глубоких скважин № 17 и № 18 толщина свиты не менее 1900 м.

Изменение толщин дагинской свиты и ее горизонтов связывается с проявлением конседиментационной складчатости, особенно резко проявившейся в позднедагинское - ранеокобыкайское время. На границах крупных конседиментамионных сбросов 3, 4, 10, 11 происходит скачкообразное изменение толщин, причем к опущенным блокам приурочены увеличенные толщины.

Окобыкайская свита

Является региональной покрышкой, со стратиграфическим и угловым несогласием залегает на подстилающих породах дагинской свиты. Сложена преобладающими алевролитами и глинами с прослоями песчаников и песков, количество которых увеличивается в верхней части разреза. Глины темно-серые до черных, обычно с примесью песчано-алевролитового материала, плотные, оскольчатые, местами вязкие, жирные на ощупь, с включениями обломков раковин фауны, кварцевых зерен.

Алевролиты серые, темно-серые, глинистые, песчано-глинистые, крепкосцементированные. Песчаники серые, темно-серые, разнозернистые, глинистые, от среднесцементированных до рыхлых. Для пород свиты характерно присутствие рассеянных обуглившихся остатков.

Накопление осадков свиты шло в условиях нижней, средней сублиторали.

Толщина свиты в пределах месторождения изменяется от 500 до 1500 м. Наибольшие толщины отмечены в скважинах в опущенных блоках западного крыла структуры (скважины № 37 - 1100 м, № 15 - 1150 м, № 29 - более 1445 м), минимальные в присводовых частях Х - ХI блоков и восточном крыле структуры. На распределение мощностей свиты влияет как конседиментационный характер разрывов (в опущенных блоках мощность увеличивается почти на амплитуду разрывов), так и несоответствие структурных планов по дагинским и вышележащим отложениям. Изменение толщины происходит исключительно за счет сокращения толщины нижних слоев свиты.

Нутовская свита

Нутовская свита (верхний миоцен - плиоцен) представлена чередованием преобладающих песков и средне-слабо уплотненных песчаников с прослоями глин и алевролитов. В нижней части количество прослоев алевролитов и глин увеличивается.

Нижняя граница свиты, проведена по смене преимущественно глинистых отложений на песчаные. Толщина свиты в соответствии с региональным падением пород возрастает в северо-западном направлении от 800 до 1900 м.

1.2.3 Тектоника

Геолого-структурные условия Ногликского района определяются сложным сочетанием разнопорядковых положительных и отрицательных структур и интенсивным развитием разрывов.

В общетектоническом плане месторождение приурочено к далекому восточному погружению Сахалинского антиклинория, характеризующегося несоответствием структурных планов нутовско-окобыкайского и дагинско-мачигарского отложений.

Наиболее существенное различие в структурных планах отмечается на восточных крыльях Дагинской и Луньско-Набильской антиклинальных зон, где широкое развитие получили погребенные и полупогребенные структуры.

Восточнее, в шельфовой зоне Сахалина, располагается центральная часть Восточно-Сахалинского краевого синклинория. Заложение основных региональных структур (Сахалинского антиклинория и Восточно-Сахалинского синклинория) произошло в период орогении позднемелового - палеогенового времени. В результате регенерации геосинклинального режима и дифференцированных скоростей погружения в раннемиоценовое время, в последующем происходило унаследование развития крупных прогибов и конседиментационный рост поднятий на погружениях антиклинория. Оформление своевременного структурного плана связано с сахалинской фазой складчатости (поздний плиоцен - плейстоцен), завершивший орогенный этап, начавшийся в среднемиоценовое время.

В пределах Ногликского района расположено восточное крыло и южное погружение Дагинского поднятия, в составе которого выделяются антиклинальные зоны: Дагинская, Катанглийская, Имчинская и Паркатинская. Монгинское месторождение входит в состав Дагинской антиклинальной зоны и является наиболее крупным локальным складчатым сооружением. По результатам сейсморазведочных работ и глубокого бурения это сложно построенная ассиметричная антиклинальная складка субмеридиального простирания погребенная под отложениями окобыкайско-нутовского стратиграфического комплекса, моноклинально падающего на северо-восток. Размеры ее 13,6 х 2,5 км.

Складка характеризуется короткой северной и протяженной южной переклиналями. Свод ее расположен в пределах X блока. Шарнир на севере погружается под углом 2?, на юге 10? - 14?. В XI блоке в результате сокращения толщины верхних горизонтов (II - V) дагинской свиты происходит ундуляция шарнира и, начиная с VI горизонта, в районе скважины № 38, появляется второй купол. Свод по верхним горизонтам широкий, с пологими углами падения пород, с глубиной становится несколько уже, угла падения пород на крыльях увеличиваются. Западное крыло короткое, срезанное разрывом, и только в отдельных блоках (XI, V_а) сохранились элементы его далекого погружения, где углы падения пород достигают 26? - 43?. В остальных блоках углы не превышают 7? - 16?. Восточное крыло по сравнению с западным более протяженное, в региональном плане переходящее в моноклиналь. Углы падения по мере удаления от свода увеличиваются до 30? - 40? и более.

Складка имеет сложное складчато-блоковое строение. Дизъюнктивными нарушениями сбросового характера диагонального и субширотного простирания она разбита на 14 блоков разной величины, каждый северный из которых опущен относительно южного.

Блоки I - IV_a наиболее приподнятые, гипсометрия V - Х блоков почти одинакова вследствие несогласного характера сбросов, блоки XI, XII - опущенные.

Всего на месторождении выявлено 15 разрывов, из них только один (12) проведен по построениям, два (1 и 2) подсечены в одной, остальные в трех и более скважинах.

Характерной особенностью разрывов является увеличение амплитуды с глубиной, что свидетельствует о конседиментационном характере их образования. Из всех разрывов на дневную поверхность выходят только два (3 и 4), остальные затухают, в основном, в окобыкайских глинистых отложениях и некоторые (10, 11) в нутовских. Наиболее крупные из них 3, 4, 10, 11. Сбросы 3 и 4 отделяют южную часть структуры от центральной, сброс 10 - центральную от северной и ограничивает залежи на западном крыле. Положение разрывов в пространстве, ограничивающих залежи, установлено достоверно. В пределах продуктивной части разреза разрывы, проводящие, так как приведены в контакт песчаные горизонты. Экраном служит мощная толща окобыкайских отложений, покрывающая продуктивную часть разреза.

1.2.4 Нефтегазоносность

Ногликский райой богат поверхностными нефтегазопроявлениями, поэтому он издавна привлекал внимание исследователей. Поверхностные проявления в виде выходов нефти, газа, закированных пород и "асфальтовых" озер установлены в широком стратиграфическом диапазоне от нижнемиоценовых до позднемиоценовых образований, но, в основном, приурочены к отложениям дагинской и окобыкайской свит.

Впервые промышленные притоки нефти в районе получены 1920 - 1925 гг. японскими предпринимателями на Катанглийской площади.

До конца 60 - х годов в результате разведочных работ, проводившихся в районе в незначительных объемах, были открыты два нефтяных месторождения - Уйглекутское и Лысая Сопка. Впоследствии эти три площади были объединены в единое Катанглийское месторождение.

С увеличением объемов геолого-поисковых и разведочных скважин в районе открыт ряд месторождений.

В настоящее время в районе 13 месторождений, включая Монгинское месторождение. Причем 12 из них расположены на суше и одно, Чайвинское, на шельфе Охотского моря.

Остальные 10 месторождений следующие: Набиль, Прибрежное, Западное Катангли, Северное Боатасино, Восточные Даги, Южный Вал, Гаромай, Нижние Даги, Южные Даги и Усть-Томинское. Кроме этого получены промышленные притоки газа на Имчинской площади.

Впервые в районе фонтанные притоки газа получены в 1964 г. на площади Прибрежной.

Месторождения имеют сложное блоковое строение, за исключением Чайвинского морского, в пределах которого разрывных насаждений не выявлено. Содержат различное количество продуктивных горизонтов и блоков.

Нефтегазоносными на суше являются отложения дагинской свиты и лишь на двух площадях Горомай и Северное Боатасино - окобыкайской.

Самое крупное в районе газоконденсатонефтяное месторождение Монги. Оно самое крупное не только в районе, но и на территории суши Сахалина.

Материалами бурения установлена нефтегазоносность отложений дагинской свиты. В ее разрезе выявлено 17 продуктивных горизонтов - II, III, IV, V, VI, VI_б, VII, VIII, IХ, Х, XII, XIII, XVI, ХIХ, ХХ, ХХI, XXVII.

По генетическим и морфологическим характеристикам, согласно классификации А.А. Бакирова, относятся к классу структурных. К группе, приуроченных к антиклинальной структуре, к подгруппе сводовых, к виду, осложненных разрывными строениями, с характерными типами залежей.

По степени заполнения ловушек углеводородами выделяются полнопластовые, неполнопластовые, массивно-пластовые.

По характеру и фазовому состоянию углеводородов залежи разделяются на: нефтяные, газоконденсатные, газоконденсатонефтяные (с газовой шапкой) и нефтегазоконденсатные (с нефтяной оторочкой).

Из 17 продуктивных горизонтов только два XIII и XXI нефтяные, остальные содержат залежи нефти и газа.

Из 78 залежей на месторождении - 25 нефтяных, 22 газоконденсатных, 28 газоконденсатонефтяных (с газовой шапкой) и 3 нефтегазоконденсатных (с нефтяной оторочкой). Все три залежи с нефтяной оторочкой содержатся во II горизонте.

Продуктивность горизонтов установлена в 12 блоках: III, IV, IV_а, V, V_а, VI, VII, VIII, IХ, Х, ХI и ХII. Блоки характеризуются различной продуктивностью и содержат от одного до 13 горизонтов.

Высоты залежей изменяются в широком диапазоне от 4 до 233 м. Границы раздела продуктивных отложений по характеру насыщения моделируются как поверхности контактов нефти, газа и воды.

1.3 Сведения о разработке

1.3.1 Геологоразведочные работы

Обработка полевых материалов производилась по методике общей глубинной точки (ОГТ) на аналоговых машинах ПЗС-4 и СВА “Луч” с применением малой ЭВМ “Наири-2”.

Интерпретация сейсмических материалов проведена с учетом результатов пробуренных поисковых и разведочных скважин. Было установлено, что выявленные ранее Монгинская и Нижне-Томинская антиклинальные структуры представляют единую сложнопостроенную синклинальную складку.

Это позволило уточнить размещение поисковых и разведочных скважин для детализации строения, положений разрывных нарушений и контактов, размеров тектонических блоков, мощности пластов-коллекторов. Учитывая многопластовость месторождения, система расположения разведочных скважин и объемов разведочного бурения определялись с учетом получения более высокой изученности основной группы горизонтов (II, III, IV, V и VI), которая является наиболее продуктивной и содержит основные запасы нефти и газа.

Глубина освещенности разреза сейсмическим материалом и качество его обусловлены глубинными и поверхностными условиями. Изучаемый разрез неогеновых отложений является слабоотражающим и тонкослоистым. Отражения в таких условиях соответствуют не отдельным горизонтам, а целым тонкослоистым пачкам. Наиболее четко выраженные и относительно протяженные отражения получены от пород нутовской свиты, обладающих хорошими акустическими свойствами.

В интервале, который соответствует глинистой толще окобыкайской свиты, обладающей плохими акустическими свойствами, наблюдается ослабление интенсивности отражений, а иногда и полное исчезновение. Не получены отражения в интервале залегания отложений уйнинской и даехуриинской свит, сложенных породами, слабо различающимися по плотности и видимо по акустической жесткости. Породы, слагающие дагинскую свиту, представлены чередованием пластов песков и песчаников (преимущественно) и прослоев глин и глинистых алевролитов. Толща имеет хорошие акустические свойства. Из отложений свиты в благоприятных условиях получены многочисленные отражения.

Определенное влияние на характер сейсмической записи оказывают поверхностные условия: поймы рек, мари, ручьи.

По результатам интерпретации сейсмических материалов на площади в дагинских отложениях были выделены две погребенные складки: Монгинская и Нижне-Томинская, сочленяющиеся между собой по разрыву северо-западного простирания.

Монгинская антиклинальная складка была представлена сводовой частью в районе профилей 30 - 31 - 15, короткой северной и протяженной южной переклиналями. Размеры 8500х4000 м. Складка асимметрична: углы падения крутого восточного крыла 25? - 30?, западного 7? - 10?. Простирание оси север - северо-западное. Северное погружение фиксировалось лишь по профилю 37 и составляло 5? - 7?. С запада и востока складка ограничена разрывами меридионального простирания. Кроме того, разрывами различного простирания она разбита на 6 блоков. Наиболее приподнятыми являлись сводовые блоки.

Нижне-Томинская складка представлена только двумя южными блоками в районе профилей 28 - 29. Характеризуется теми же особенностями, что и Монгинская: асимметрична, с крутым восточным (14? - 35?) и пологим западным (5? - 9?) крыльями. Первая поисковая скважина, пробуренная в своде структуры (район сейсмопрофилей 15 и 31), в сентябре 1975 г. дала фонтанный приток нефти из XXVII горизонта дагинской свиты.

К моменту составления проекта разведки (декабрь 1976 г.) на площади были пробурены поисковые скважины № 1, 2, 3, 5 и в бурении находились скважины № 6 и № 7. По промыслово-геофизическим данным и результатам их опробывания установлена продуктивность II, III, IV, V и XXVII горизонтов дагинской свиты.

Проект разведки составлен на основе вышеприведенных материалов сейсморазведки с учетом исследований и результатов бурения первых поисковых скважин.

Основной целью разведочного бурения являлось получение необходимых данных для количественной и качественной оценки запасов, обоснования проектирования разработки месторождения. Для решения этой задачи проектом предусматривалось бурение поисковых и разведочных скважин по профилям, расположенным вкрест простирания между скважинами в профиле - 500 м.

1.3.2 Проект разработки

Месторождение открыто в 1975 году и введено в разработку в 1977 г. на основании письма ГКЗ СССР № 1-30/165 от 23. 02. 77 г. До этого велась пробная эксплуатация скважин. С 1975 по 1979 гг. добычу нефти осуществляло НГДУ «Востокнефтегаз», затем НГДУ «Монгинефтегаз». Разработка месторождения велась на основании нескольких проектных документов, разработанных институтом «СахалинНИПИморнефть». В 1977 году была выполнена «Комплексная технологическая схема разработки первоочередных участков месторождения Монги» (вариант 1), а в 1984 году - «Технологическая схема разработки» всего месторождения (вариант 2). К тому периоду принципиальные геологические и эксплуатационные параметры месторождения были в основном определены.

Технологическая схема 1984 г. основывалась на запасах представленных в ГКЗ СССР: нефти (категория В+С₁) - 48712 тыс. т балансовых, 16878 - извлекаемых, природного газа - 13542 млн. м³.

На 1 января 1984 г. было пробурено 134 скважины, из них 17 поисковых, 30 разведочных и 87 эксплуатационных. Все скважины, за редкими исключениями, до этого периода вступали в эксплуатацию фонтанным способом. Почти за 10 лет разработки добыто 6,345 млн. т нефти. Тогда же (1984 г.) был достигнут максимум в нефтедобыче - 1,288 млн. т. при 19,3 % обводненности. Основной отбор приходился на II - VI горизонты. При этом наибольший темп отбора был по III и IV горизонтам.

Согласно «Технологической схеме», добыча нефти, по истечении 4-х лет (в 1988 году) должна была достичь 1017 тыс. т, а закачка воды - более 3 млн. м³. Период стабильной добычи 7 лет. С 1988 года предполагалось снижение добычи нефти на 70 - 100 тыс. т ежегодно. Способ эксплуатации - компрессорный газлифт. Для реализации проектного варианта предусматривалось дополнительное бурение 146 скважин. Общий фонд составлял 280 скважин, в том числе 209 нефтяных, 43 нагнетательных, 28 газовых. Впервые было отмечено, что происходит миграция свободного газа II - III горизонтов в нижележащие пласты. Даже был подсчитан объем перетока - до 15 % от начального объема по каждому из пластов. Все же проект не учитывал в полной мере гидродинамическую связь блоков и влияние данного обстоятельства на показатели разработки. В качестве объектов разработки были приняты отдельные пласты, всего выделено 16 самостоятельных объектов разработки. Объекты разработки II, III, IV-VI, X, XI горизонтов предусматривались разрабатываться с применением законтурного заводнения.

Проектные показатели оказались недостижимыми из-за того, что обустройство месторождения отставало от процесса разработки, и были допущены ошибки на стадии проектирования строительных объектов. Компрессорная станция своевременно не была введена в эксплуатацию, а система заводнения запущена не на полную мощность. Текущая нефтеотдача составила 22,5 % вместо 30,6 %, предусмотренных проектом.

Корректировку проектных показателей институт произвел уже в 1988 году в работе «Анализ текущего состояния разработки месторождения Монги», в дальнейшем называемой Анализ.

К моменту составления Анализа проектный фонд был разбурен на 84,3 % - это 237 скважин. Эксплуатационный фонд составлял 98 добывающих, 49 нагнетательных и 21 газовую скважину. В бездействии, в консервации и наблюдательном фонде находилось значительное число скважин. Во многом это было связано с отсутствием компрессорного газлифта, необустроенностью (частично) системы ППД. Пластовое давление снизилось значительно - в среднем на 35 % от первоначального, что обусловлено большой задержкой с вводом системы ППД.

С 1984 года были введены в разработку залежи II пласта в VII, X блоках, III пласта в VII, IX и X блоках и IV пласта в IX блоке, а также VII, VIII пласты.

В анализе подчеркнуто, что для улучшения состояния разработки нефтегазовых залежей (а это основные запасы нефти) необходимо создание более «жесткой» системы заводнения и переход на форсированные отборы.

Анализом предусматривался перевод на механизированный способ эксплуатации 123 скважин, в том числе 100 скважин - на компрессорный газлифт.

Было предложено бурение 26 нефтяных и 2 нагнетательных скважин. В основном это скважины X блока, ранее недоступные бурению из-за расположения в низменной, маристой части реки Томи. После строительства насыпных оснований проектные точки были разбурены.

Согласно «Анализа…» (вариант 1), добыча нефти в 2005 году должна была составить 104,3 тыс. т, закачка воды - 3636 тыс. м³, при фонде добывающих и нагнетательных скважин соответственно равном 124 и 43.

Из-за расхождения проектных и фактических показателей разработки, институт «СахалинНИПИморнефть» в 2000 году выполнило работу «Оценка выработки запасов нефти и газа и рекомендации по дальнейшей разработке месторождения Монги». В работе рекомендован к внедрению вариант разработки, предусматривающий проведение мероприятий по вовлечению запасов нефти в разработку путем перевода скважин с нижележащих пластов, переноса фильтров скважин путем зарезки вторых стволов, бурения новых скважин, создания дополнительных очагов заводнения.

Вариант разработки характеризуется следующими показателями:

- разработка основных объектов предусмотрена с поддержанием пластового давления путем закачки воды в объемах 1860 - 1970 тыс.м³ в год,

- максимальный фонд добывающих скважин на конец года - 131, нагнетательный фонд на конец года - 35 скважин,

- максимальная годовая добыча нефти - 358 тыс.т.

2. Описание схемы системы сбора на месторождении Монги

2.1 Текущее состояние разработки

За I квартал 2006 года добыча нефти с газовым конденсатом по месторождениям НГДУ "Катанглинефтегаз" составила 199064 т, к установленному заданию добыто + 14 т Нефти добыто - 193376 т, к плану - 314 т. Газового конденсата добыто 5688 т, что составляет по отношению к плану + 328 т.

В I квартале плановые показатели по добыче нефти не выполняются по месторождениям Набиль (- 1598 т), Катангли (- 2967 т к плану), Нижние Даги (- 106 т к плану).

Таблица 1

Показатели по добыче нефти

Месторождение	План-задание I кв.	Факт I кв.	+/- к плану	Факт кв. 2005г	+/- к факту I кв. 2005г
	(т)	(т)	(т)	(т)	(т)
Набиль	17794	16196	-1598	17537	-1341
Катангли	39948	36981	-2967	44133	-7152
Монги	106538	110295	+3757	114334	-4039
Вост.Даги	940	940	+/-	966	-26
Каурунани	1845	1845	+/-	1805	+40
им Мирзоева	25875	26475	+600	28381	-1906
Нижн.Даги	750	644	-106	750	-106
Добыча нефти КНГ	193690	193376	-314	207906	-14530
Конденсат	5360	5688	+328	7106	-1418
НГДУ «КНГ» н+к	199050	199064	+14	215012	-15948

План по добыче природного газа выполнен на 134 % (факт - 125,764 млн. м³, план - 93,887 млн. м³), план добычи попутного газа - на 53,2 % (факт - 36,237 млн. м³, план - 68,114 млн. м³). Добычу попутного газа планируется увеличить за счет выполнения программы по увеличению добычи попутного газа (ввод скважин 20 Монги, 49 Монги, 95 Монги, 264 Монги, 336 Монги, 336 Монги, 82 Мирзоева, 132 Мирзоева).

Для интенсификации добычи нефти в НГДУ применяются вторичные методы воздействия на пласты. По месторождению Катангли за I квартал в пласты закачано 171,76 тыс. т пара, что составляет - 97,5 % от плана (план - 176,23 тыс.т). Дополнительно от тепловых методов получено 24,2 тыс. т нефти (план 24,2 тыс.т). Месторождение Монги и часть залежей месторождений им. Мирзоева разрабатываются с поддержанием пластового давления путем закачки воды. За I квартал в пласты закачано 495,2 тыс. м³ воды при плане 489,7 тыс. м³ (выполнение 101,1 %), за счет ППД дополнительно добыто 23,5 тыс. т. нефти (план 23,4 тыс.т).

За I квартал на 53 - х скважинах проведены геолого-технологические мероприятия с приростом в добыче 2388 т нефти. Введены из бездействия, консервации, наблюдения 4 скважины (при плане 3 скважины).

Эксплуатационный нефтяной фонд на 01.04.06 г. составляет 499 (647скв - 01.04.05 г.) скважин, из них в действующем фонде 468 (616 скважин - 01.04.05 г.) скважин. В бездействии находятся 31 (31скважина - 01.04.05 г.) скважина, что составляет 6,2 % от эксплуатационного фонда - в пределах утвержденного норматива (план 6,2 %).

Месторождение Монги

В текущем году по месторождению Монги добыто 110,295 тыс. т нефти, 417,6 тыс. т жидкости, добыча нефти к установленному заданию составила + 3757 т. К уровню I квартала прошлого года добыча нефти снизилась на 4039 т, а добыча жидкости уменьшилась на 8,7 тыс. м³. Обводненность добываемой продукции увеличилась с 72,3 % (февраль 2005 г.) до 73,2 % (февраль 2006 г.). Увеличение добычи нефти по отношению к плану связано с высокой эффективностью работ по проведению форсирования отборов жидкости по скважинам, на которых отмечалось снижение отборов на старом оборудовании. Так текущие дебиты нефти по скважинам № 342, 341, 348, 299 после форсирования отборов, за счет пуска более производительного оборудования, увеличились на 182 т/сут. На месторождении продолжаются работы по переводу скважин с газлифтного способа эксплуатации на способ эксплуатации ЭЦН с целью экономии газлифтного газа. В апреле месяце переведена на эксплуатацию ЭЦН скважина 273.

Эксплуатационный нефтяной фонд по месторождению на 01.04.2006 г. составляет 94 скважины (101 на 01.04.05 г.), в том числе в действующем фонде 85 скважин (93 на 01.04.05 г.), в бездействии 8 скважин (8 на 01.04.05 г.). Из всего действующего фонда 6 скважин эксплуатируются фонтанным способом, 23 скважины - способом ШГН, 36 скважин способом ЭЦН, 20 скважин - газлифтным способом.

Месторождение Монги разрабатывается с поддержанием пластового давления путем закачки воды. За 3 месяца в пласты закачано 457,6 тыс. м³ воды при плане 457,3 тыс. м³, за счет закачки дополнительно добыто 18,3 тыс. т нефти. Текущий удельный расход воды на дополнительно добытую нефть составляет 25 м³/т.

Эксплуатационный нагнетательный фонд на 01.04.2006 г. составляет 36 скважин (16 на 01.04.05 г.), из них в действующем фонде 25 скважин (24 на 01.04.05 г.), в бездействии 11 скважин (12 на 01.04.05 г.).

В дальнейшем по месторождению планируется получить прирост добычи нефти и газа за счет проведения перфорационных работ по скважинам 197, 198, 208, 168. и ввода в эксплуатацию скважин 53, 249 после забуривания вторых стволов.

2.2 Динамика фонда скважин месторождения Монги

На 01.01.2006 г. эксплуатационный фонд по месторождению составил 95 (101) скважин, в том числе: 87 (92) действующих, 8 (8) бездействующих. Кроме того, 22 скважины находятся в консервации и 56 - в наблюдении. Структура фонда по способам эксплуатации приведена в табл. 2.

Таблица 2

Структура фонда по способам эксплуатации

Действующий фонд	Фонтан	УЭЦН	ШГН	Газлифт	всего
1.01.96	6	12	42	8	68
1.01.97	7	7	54	22	90
1.01.98	7	6	52	24	89
1.01.99	11	9	47	28	95
1.01.2000	8	10	37	30	85
1.01.2001	12	17	30	36	95
1.01.2002	6	17	29	38	90
1.01.2003	8	14	25	39	86
1.01.2004	11	16	31	32	90
1.01.2005	7	31	32	22	92
1.01.2006	7	34	28	18	87

2.3 Технология компрессорного газлифта месторождения Монги

Наземное оборудование включает в себя: установку для распределения газа с локальной автоматикой (УРГЛ), состоит из двух блоков: технологический блок - представляет собой утепленное щитовое помещение, внутри которого размещена система технологических трубопроводов с запорной арматурой, регулирующими вентилями, измерительными приборами.

Температурный режим внутри технологического блока поддерживается электронагревателями. Для естественной вентиляции технологического блока предусмотрены: на крыше - дефлекторы; в дверях - жалюзийные решетки.

Технологический блок оборудован вытяжным вентилятором с целью проветривания помещения во время пребывания там людей.

Система технологических трубопроводов состоит из общего коллектора, восьми идентичных скважинных линий, линия сброса давления и двух линий ввода реагентов. На общем коллекторе установлены:

- манометр;

- преобразователь температуры;

- ртутный термометр;

- сужающее устройство с быстросменной диафрагмой;

- преобразователь перепада давления и блок вентильный;

- преобразователь давления;

- запорная задвижка с электроприводом.

На каждой скважинной линии установлены:

- манометр;

- сужающее устройство с быстросменной диафрагмой;

- преобразователь перепада давления и блок вентильный;

- преобразователь давления;

- вентиль регулирующий;

- запорные задвижки (краны).

Аппаратурный блок представляет собой утепленное щитовое помещение, внутри которого размещена аппаратура контроля и управления технологическим блоком:

- щит питания - для подачи напряжения питания на приборы контроля и управления, защиты от короткого замыкания, перегрузки и для управления входной задвижкой, отоплением, освещением и вентиляцией установки;

- щит контроля и управления - для контроля расхода газа в общем коллекторе, измерения давления и температуры газа в общем коллекторе, измерения давления и температуры газа в общем коллекторе, контроля и регулирования расхода газа в скважинных линиях, перевод скважин на экономичный режим работы при дефиците газа;

- щит контроля давления - для контроля давления в коллекторе и скважинных линиях, автоматического отключения скважинных линий или всей установке с сигнализацией предельных значений давления.

Аппаратурный блок оборудован отоплением и освещением. Входная дверь закрывается на задвижку.

Так же наземное оборудование включает в себя устьевую арматуру, которую устанавливают на устье газлифтной скважины. Устьевая арматура предназначена для тех же целей, что и арматура на фонтанных скважинах, т.е. для подвески спущенных в скважину труб, герметизации межтрубного пространства, направление продукции скважины в выкидную линию, а сжатого газа - в скважину.

В зависимости от характеристики скважины применяют арматуру различных типов. Если в скважине в процессе эксплуатации наблюдается сравнительно невысокое давление, то устанавливают устьевую арматуру легкого типа с одним или двумя выкидами. Полуфонтанные скважины, эксплуатация которых ожидается при высоких давлениях с большим содержанием песка в жидкости и при большом газовом факторе, оборудуют фонтанной арматурой.

Важным элементом наземного оборудования компрессорного газлифта нефтепромысла Монги является газокомпрессорная станция (ГКС). Она предназначена для повышения давления газа путем сжатия и подачи его в линию газлифта. Кроме того, на ГКС осуществляется также очистка и охлаждение газа, так как при сжатии он нагревается. Транспортируемый через ГКС газ называется технологическим.

Основной объект ГКС - компрессорный цех, оснащенный газомотокомпрессорами и рядом вспомогательных систем. Эти системы обеспечивают эксплуатацию ГМК и другого оборудования, а также нормальные условия работы обслуживающего персонала. Кроме компрессорного цеха, в комплекс ГКС входят: котельная, общестанционная система водоснабжения, электростанция для собственных нужд и трансформаторная подстанция, механическая мастерская, различные административно-хозяйственные сооружения.

Максимальное давление газа на входе ГКС Монги составляет 0,61 МПа, а на выходе 7,95 МПа. Температура газа на выходе колеблется от 75? С до 80? С.

Режим работы ГКС круглосуточный и круглогодичный, оборудование и системы ГКС обслуживаются сменным персоналом.

На ГКС Монги в качестве газоперекачивающих аппаратов используются газомотокомпрессоры 10 ГКНа количеством 7 штук.

Газомотокомпрессор 10 ГКНа (10 - число рабочих цилиндров; ГКН - газомотокомпрессор с наддувом; а - управление автоматизировано) - стационарный агрегат, предназначенный для сжатия и перекачивания природного или нефтяного газа. При этом в качестве топлива используется тот же перекачиваемый газ.

ГКС так же оснащена сооружениями и оборудованием для осушки и очистки газа, аппаратами воздушного охлаждения (АВО) газа и воды.

На ГКС Монги применена трехступенчатая система сжатия газа. Газомотокомпрессоры оснащены пятью компрессорными цилиндрами. Два первых - на первую ступень сжатия, два других - на вторую ступень, пятый - на третью ступень сжатия.

Газ поступает с УСН Монги через сепараторы входа первой ступени сжатия через «струны гитары» (общие коллекторы сжимаемого газа по ступеням) входа первой ступени к компрессорным цилиндрам (КЦ) первой ступени давлением 0,40 - 0,61 МПа. Там он сжимается до 1,63 МПа и через «струны гитары» выхода первой ступени и сепаратора выхода первой ступени, где он очищается, подается на АВО первой ступени, где он охлаждается. С АВО газ поступает через «струны гитары» входа второй ступени к КЦ второй ступени, где сжимается до 4,07 МПа Транспортировка газа от второй ступени к третьей аналогична первой ступени сжатия. На третьей ступени газ сжимается до 7,74 МПа и через блок осушки и очистки газа поступает в линию газлифта. Так завершается процесс компремирования газа на ГКС Монги от 0,40 - 0,61 МПа до 7,74 МПа.

Рисунок 1 Технологическая схема компрессорного газлифта месторождения Монги

2.4 Принцип работы газлифтной скважины

Газлифтный способ подъема жидкости имеет ряд положительных особенностей:

- возможность отбора большого количества жидкости независимо от глубины скважины и диаметра эксплуатационной колонны;

- легкое и плавное регулирование дебита скважины в больших диапазонах при изменении количества подаваемого рабочего агента;

- размещение оборудования на поверхности, что доступно для его обслуживания и ремонта и позволяет с большой эффективностью эксплуатировать наклонно направленные, искривленные скважины и скважины с большим выносом песка;

- отсутствие влияния высоких температур в скважинах;

- значительное снижение стоимости подземного ремонта скважин и т. п.

Для осуществления компрессорной эксплуатации скважин на площади месторождения сооружают компрессорную станцию или несколько станций, установки по отбензиниванию газа, газораспределительную сеть для подачи газа от станции к скважинам.

Современная технология газлифтной эксплуатации нефтяных скважин предусматривает применение глубинных клапанов - приспособлений, с помощью которых устанавливается или прекращается связь между затрубным пространством и подъемными трубами, предназначенными для обеспечения пуска скважин и последующей их эксплуатации. На рис. 2 показана схема газлифтного подъемника с глубинными клапанами.

Клапаны, действующие на принципе перепада между давлением в затрубном пространстве и в подъемных трубах, - дифференциальные. Они широко применяются в НГДУ «Катанглинефтегаз» на НП - 2 Монги.

Пусковые дифференциальные клапаны, установленные на наружной стороне подъемных труб, спускают в скважину на глубины, заранее определенные расчетным путем. Нагнетаемый газ снижает уровень жидкости в затрубном пространстве, при этом одновременно повышается уровень жидкости в подъемных трубах. Когда газ в затрубном пространстве достигает уровня клапана и его давление превысит гидростатическое давление столба жидкости в подъемных трубах, он прорывается через клапан в трубы и газирует жидкость, находящуюся в них. Происходит частичный выброс жидкости, которая находится внутри труб выше клапана. После этого давление в трубах на уровне клапана начинает падать, что приводит к увеличению перепада давления в затрубном пространстве и в трубах.

При определенном перепаде давлений клапан закрывается. В этот момент уровень жидкости в затрубном пространстве должен достигнуть следующего нижележащего клапана или башмака подъемных труб.

Рисунок 2 Газлифтный подъемник с глубинными клапанами: 1, 3, 4 - пусковые клапаны; 2 - подъемные трубы; 5 - рабочий клапан

2.5 Оборудование газлифтных скважин

Выбор типа газлифтной установки и оборудования, обеспечивающего наиболее эффективную эксплуатацию скважин, зависит от геолого-физических и технологических условий разработки эксплуатационных объектов, конструкции скважины и заданного режима ее эксплуатации.

Строгой классификации газлифтных установок не существует, и они группируются на основе самых общих конструктивных и технологических особенностей.

В зависимости от количества рядов труб, спускаемых в скважину, их взаимного расположения и направления движения рабочего агента и газожидкостной смеси имеются различные типы и системы:

- однорядный подъемник кольцевой (рис. 3 а) и центральной (рис. 3 б) системы;

- двухрядный подъемник кольцевой (рис.4 а) и центральной (рис. 4 б) системы;

- полуторарядный лифт обычно кольцевой системы (рис.5).

Преимуществами однорядного лифта являются:

- возможность довольно широкого варьирования размером подъемных труб это обстоятельство позволяет подбирать для скважин размер лифта, соответствующий ее добывным возможностям;

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 3 Однорядный лифт (а) кольцевой, центральной (б) системы

Рисунок 4 Двухрядный лифт (а) кольцевой, центральное (б)системы

Рисунок 5 Полуторарядный лифт кольцевой системы

Однако однорядные лифты имеют и ряд существенных недостатков, таких как: высокое пусковое давление, ухудшающее условия выноса из скважины песка, если трубы не спущены до фильтра: при работе скважины благодаря большому объему кольцевого пространства имеют место пульсации.

Все эти недостатки однорядного лифта при применении соответствующих мероприятий устранимы. Поэтому они нашли широкое применение в практике добычи нефти.

При двухрядном варианте в скважину спускаются два ряда подъемных труб. Два канала, необходимых для работы газлифтной скважины в реальных условиях, создаются двумя рядами концентрично расположенных труб. Внешний ряд труб большего диаметра (обычно 0,073 - 0,102 м) спускается первым. Внутренний, меньшего диаметра (обычно 0,048, 0,060, 0,073 м), спускается вторым внутрь первого ряда.

Преимуществами двухрядного лифта являются: относительно низкое пусковое давление; благоприятные условия для выноса песка с забоя скважины, существенное уменьшение пульсации работы подъемника.

Но наряду с этими преимуществами двухрядный лифт обладает рядом серьезных недостатков, в том числе:

- нерациональное использование габаритов скважины;

- нельзя широко варьировать диаметрами труб;

- большая металлоемкость по сравнению с однорядным лифтом.

Полуторорядный лифт отличается от двухрядного тем, что внешняя колонна труб в нижней части, меньшего диаметра, а в верхней большего. В верхнюю часть внешней колонны спускают примерно до перехода на меньший диаметр подъемные трубы.

В условиях эксплуатации «пескопроявляющих» скважин эта конструкция лифта имеет некоторые преимущества перед однорядной, а по сравнению с двухрядной - менее металлоемкая.

По степени связи трубного кольцевого пространства с забоем скважины установки газлифта делятся на: открытые, полузакрытые и закрытые.

Открытая установка (рис.6 а) предполагает спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб без пакера, вследствие чего полость труб и затрубное пространство образуют сообщающиеся сосуды.

Эти наиболее дешевые и простые установки применяют в тех случаях, когда установка пакера нежелательна или невозможна.