Схема установки газлифта: Газлифт боярд схема установки — Строй журнал dom-seliger.ru

Как правильно установить газлифт с регулировкой высоты

Газовые пружины – фурнитура для регулировки высоты фасадных панель, кресел, стульев, столов и других предметов мебели. Газлифт позволяет плавно открыть дверцу кухонного шкафчика, зафиксировав его в вертикальном положении, или использовать для регулировки высоты офисного кресла.

В качестве перепускной среды в газлифте используется азот. Современные конструкции позволяют прикладывать минимальные усилия для регулировки высоты с помощью газовой пружины. Рассмотрим особенности установки газлифта с регулировкой высоты.

Особенности и преимущества газлифта

Использования газлифта для оборудования различной мебели позволит сделать ее комфортной и функциональной. Это достаточно простой механизм, который позволяет устанавливать дверцы шкафчиков в любое положение, поднимать и опускать кресла и столы. Конструкция является полностью герметичной, а внутри цилиндра находится инертный газ. Поломка конструкции чаще всего приводит к ее разгерметизации, поэтому ремонт газовой пружины невозможен. К преимуществам газлифта относится:

• удобное открытие и закрытие дверей мебели, регулировка высоты стола или стула;
• прочное удерживание фасадов в верхнем положении;
• широкий ассортимент видов и размеров газлифтов, позволяющий подобрать оптимальный вариант для мебели;
• бесшумная работа;
• высокое качество механизма, стойкость к коррозии и длительный срок службы;
• минимальное усилие, требуемое для закрытия механизма.

Однако преимущества газлифтов применимы только в случае покупку качественных механизмов, их правильным выбором для конкретной мебели и соблюдении правил монтажа и эксплуатации.

Инструкция по установке газлифта

Для монтажа газовой пружины потребуется соблюдение простых этапы выполнения работ:

1. Подобрать оптимальный по характеристикам газлифт с учетом его назначения и максимальной нагрузки. Подбирать газлифт следует с учетом маркировки на его упаковке.
2. Для удобства монтажа газлифта следует перевернуть шкаф, к которому он будет монтироваться.
3. Нанести разметку для крепления петель, используя при этом шаблон. Его можно приобрести вместе с газлифтом или взять напрокат. Шаблон выполнен из пластика.
4. Для установки саморезов следует просветлить неглубокие отверстия.
5. Вырезать посадочные места под чашки петель, используя при этом коронку.
6. Петли установить при саморезов, используя при этом шуруповерт.
7. Нанести на стенки шкафа разметку с тыльной стороны фасада. Для этого удобно использовать специальную таблицу, которая содержит разметку креплений газлифтов.
8. Установить шкаф в проектное положение и проверить, насколько правильно относительно горизонта расположены открытые створки.
9. Если дверца не открывается под прямым углом, необходимо правильно отрегулировать подъемный механизм.
10. Схема содержит расстояния от оси креплений до края дверцы. Правильное положение можно выставить, если ослабить крепление и сдвинуть петлю в нужном направлении.
11. При окончании регулировки саморезы следует тщательно закрутить.

Особое внимание в процессе установке газлифта следует уделить процессу разметки. Даже малейшие ошибки могут привести к порче мебели или газовой пружины.

Советы по монтажу газлифтов

Для надежной работы газовых пружин необходимо следовать основным рекомендациям по их монтажу:

1. Чтобы дверцы шкафов закрывались максимально плавно, рекомендуется использовать петли «Blum» или «Boyard». Их особенностью является вмонтированные в них доводчики. При этом система «Boyard» обойдется немного дороже, однако гарантирует максимально высокий комфорт от использования и длительный срок службы.
2. Чтобы фасадные панели закрывались максимально плотно, на месте смыкания рекомендуется дополнительно установить магнит.
3. Панель с открытием вниз не рекомендуется устанавливать в шкафу, который расположен слишком низко.
4. Чтобы избежать неприятного звука при закрытии дверцы, дополнительно следует поставить доводчик.
5. Для проема выше 50 см дверцу следует сделать из двух плоскостей, которые необходимо соединить между собой рояльными или одиночными петлями. При двойном открытии проема можно получить доступ сразу же ко всем полкам.
6. Если шкаф имеет высоту более 22 см, необходимо использовать амортизаторы, длина которых составляет как минимум 7 см.

Газлифты могут использоваться для оборудования кухонных гарнитуров, офисных кресел, столов, стульев и другой мебели. Их можно применять в спальне, на кухне, на балконе или в прихожей. Газлифты отличаются длительным сроком службы, однако в случае выхода из строя не подлежать ремонту и требуют замены.

Инструмент для монтажа газлифта

Для установки газлифта своими руками потребуется набор инструментов. Для выполнения работ потребуется:

1. Измерительные приборы. Лучше всего приготовить метр, линейку и рулетку. От точности измерений будет зависеть качество проведения монтажных работ.
2. Молоток и плоскогубцы.
3. Дрель. Удобнее использовать электрическую дрель.
4. Отвертка или шуруповерт для выполнения крепления саморезов. Быстрее и надежнее воспользоваться шуруповертом.

Данный набор инструментов имеется практически в каждом доме, поэтому проблемы с монтажом газлифта возникают редко.

Заключение

Газлифты расширяют функциональность кухонной и другой мебели. К тому же их цена не настолько высока, чтобы отказаться от их использоваться с экономической точки зрения. Если бюджет невелик, можно сэкономить на монтаже газлифтов. Данные конструкции выпускаются единым блоком, что делает их установку достаточно простой при соблюдении простых правил и рекомендаций. Однако малейшие нарушения правил монтажа приведут к неправильной работе газовой пружины. А это не только скажется на функциональности мебели, но и может стать причиной ее быстрому выходу из строя.

Принципы газлифтной эксплуатации скважин — Добыча

Газлифтная скважина – фонтанная скважина, в которой недостающий для необходимого разгазирования жидкости газ подводится с поверхности по специальному каналу.

Газлифтная скважина – фонтанная скважина, в которой недостающий для необходимого разгазирования жидкости газ подводится с поверхности по специальному каналу (рис. 1 ниже).

После прекращения фонтанирования из-за нехватки пластовой энергии переходят на Газлифт — это механизированный способ эксплуатации скважин, при котором вводят дополнительную энергию в виде сжатого газа. Обычно способ используется после прекращения фонтанирования из-за нехватки пластовой энергии.

По колонне труб 1 газ с поверхности подается к башмаку 2, где смешивается с жидкостью, образуя ГЖС, которая поднимается на поверхность по подъемным трубам 3. Закачиваемый газ добавляется к газу, выделяющемуся из пластовой жидкости.

В результате смешения газа с жидкостью образуется ГЖС такой плотности, при которой имеющегося давления на забое скважины достаточно для подъема жидкости на поверхность.

Все понятия и определения, изложенные в теории движения газожидкостных смесей в вертикальных трубах, в равной мере применимы к газлифтной эксплуатации скважин и служат ее теоретической основой.Точка ввода газа в подъемные трубы (башмак) погружена под уровень жидкости на величину h; давление газа Р₁ в точке его ввода в трубы пропорционально погружению h и связано с ним очевидным соотношением Р₁ = h*g. Давление закачиваемого газа, измеренное на устье скважины, называется рабочим давлением Рp. Оно практически равно давлению у башмака Р₁ и отличается от него только на величину гидростатического давления газового столба Р₁ и потери давления на трение газа в трубе Р₂, причем Р₁ увеличивает давление внизу Р₁, а Р₂ уменьшает.

Точка ввода газа в подъемные трубы (башмак) погружена под уровень жидкости на величину h; давление газа Р₁ в точке его ввода в трубы пропорционально погружению h и связано с ним очевидным соотношением Р₁ = h*g. Давление закачиваемого газа, измеренное на устье скважины, называется рабочим давлением Рp. Оно практически равно давлению у башмака Р₁ и отличается от него только на величину гидростатического давления газового столба Р₁ и потери давления на трение газа в трубе Р₂, причем Р₁ увеличивает давление внизу Р₁, а Р₂ уменьшает.

В реальных скважинах Р₁ составляет несколько процентов от Р₁, а Р₂ еще меньше. Поэтому рабочее давление Рр и давление у башмака Р₁ мало отличаются друг от друга.

Достаточно просто определить давление на забое работающей газлифтной скважины по ее рабочему давлению на устье.

Это упрощает процедуру исследования газлифтной скважины, регулировку ее работы и установление оптимального режима.

Скважину, в которую закачивают газ для использования его энергии для подъема жидкости, называют газлифтной, при закачке для той же цели воздуха – эрлифтной.

Применение воздуха способствует образованию в насосно-компрессорных трубах (НКТ) очень стойкой эмульсии, разложение которой требует ее специальной обработки поверхностно-активными веществами, нагрева и длительного отстоя.

Выделяющаяся при сепарации на поверхности газовоздушная смесь опасна в пожарном отношении, так как при определенных соотношениях образует взрывчатую смесь.

Это создает необходимость выпуска отработанной газовоздушной смеси после сепарации в атмосферу.

Применение углеводородного газа, хотя и способствует образованию эмульсии, но такая эмульсия нестойкая и разрушается (расслаивается) часто простым отстоем без применения дорогостоящей обработки для получения чистой кондиционной нефти.

Это объясняется отсутствием кислорода или его незначительным содержанием в используемом углеводородном газе и химическим родством газа и нефти, имеющих общую углеводородную основу.

Кислород, содержащийся в воздухе, способствует окислительным процессам и образованию на глобулах воды устойчивых оболочек, препятствующих слиянию воды, укрупнению глобул и последующему их оседанию при отстое.

Вследствие своей относительной взрывобезопасности отработанный газ после сепарации собирается в систему газосбора и утилизируется.

Причем отсепарированный газ газлифтной скважины при бурном перемешивании его с нефтью при движении по НКТ обогащается бензиновыми фракциями.

При физической переработке такого газа на газобензиновых заводах получают нестабильный бензин и другие ценные продукты.

Что касается нефти, то она стабилизируется, что уменьшает ее испарение при транспортировке и хранении.

Переработанный (осушенный) на газобензиновых заводах газ снова используется для работы газлифтных скважин после его предварительного сжатия до необходимого давления на компрессорных станциях промысла.

Таким образом, газлифт позволяет улучшать использование газа и эксплуатировать месторождение более рационально по сравнению с эрлифтом.

Единственным достоинством эрлифта является неограниченность источника воздуха как рабочего агента для газожидкостного подъемника.

Реальные газлифтные скважины не оборудуются по схеме, показанной на рис. 1, так как спуск в скважину двух параллельных рядов труб, жестко связанных внизу башмаком, практически осуществить нельзя.

Эта схема приведена только лишь для пояснения принципа работы газлифта.

Однако ее использование вполне возможно и в ряде случаев целесообразно для откачки больших объемов жидкости, например, из шахт или других емкостей с широким проходным сечением.

Для работы газлифтных скважин используется углеводородный газ, сжатый до давления 4 -10 МПа.

Источниками сжатого газа обычно бывают либо специальные компрессорные станции, либо компрессорные газоперерабатывающих заводов, развивающие необходимое давление и обеспечивающие нужную подачу.

Такую систему газлифтной эксплуатации называют компрессорным газлифтом.

Системы, в которых для газлифта используется природный газ из чисто газовых или газоконденсатных месторождений, называют бескомпрессорным газлифтом.

При бескомпрессорном газлифте природный газ транспортируется до места расположения газлифтных скважин и обычно проходит предварительную подготовку на специальных установках, которая заключается в отделении конденсата и влаги, а иногда и в подогреве этого газа перед распределением по скважинам.

Избыточное давление обычно понижается дросселированием газа через одну или несколько ступеней штуцеров.

Существует система газлифтной эксплуатации, которая называется внутрискважинным газлифтом.

В этих системах источником сжатого газа служит газ газоносных пластов, залегающих выше или ниже нефтенасыщенного пласта.

Оба пласта вскрываются общим фильтром.

В таких случаях газоносный горизонт изолируется от нефтеносного пласта одним или двумя пакерами (сверху и снизу), и газ вводится в трубы через штуцерное устройство, дозирующее количество газа, поступающего в НКТ.

Внутрискважинный газлифт исключает необходимость предварительной подготовки газа, но вносит трудности в регулировку работы газлифта.

Этот способ оказался эффективным средством эксплуатации добывающих скважин на нефтяных месторождениях Тюменской области, в которых над нефтяными горизонтами залегают газонасыщенные пласты с достаточными запасами газа и давления для устойчивой и продолжительной работы газлифта.

Газлифт: как это работает, почему вы должны его использовать и необходимое оборудование

Газлифт — это система механизированной добычи, при которой газ закачивается в обсадную колонну добываемой скважины, чтобы помочь поднять жидкости на поверхность через эксплуатационную колонну.

В этом видео Кайл объясняет, почему производитель может выбрать газлифт, рассказывает о двух типах газлифта, выделяет компоненты системы и объясняет, как она работает.

Преимущества газлифта

Почему производитель может выбрать газлифт?

Короткий ответ: стоимость. В большинстве случаев газлифт будет наиболее рентабельной формой механизированной добычи. Этому есть несколько основных причин:  

• Низкие эксплуатационные расходы для всей системы, поскольку в качестве топлива для компрессора используется природный газ, 
• Не требует дополнительного внутрискважинного оборудования для обслуживания и монтажа в отличие от других систем механизированной добычи.
• Благодаря небольшому количеству движущихся частей ремонт выполняется быстро и экономично.
• При изменении условий потока производители могут недорого демонтировать и заменить газлифтный клапан без буровой установки для капитального ремонта.

В зависимости от конструкции скважины производители используют один из двух типов газлифта: непрерывный или периодический.

Что такое непрерывный газлифт?

Непрерывный газлифт может быть адаптирован к широкому диапазону условий добычи в газовых скважинах, таких как скважины с большим углом наклона, скважины с высоким газонефтяным отношением и скважины с песком, парафином или окалиной.

Однако он не подходит для скважин с тяжелой нефтью или эмульсией.

Что такое прерывистый газлифт?

Системы прерывистого газлифта могут эффективно работать в скважинах с низким давлением и низкой производительностью.

Прерывистый газлифт – это когда закачка газа осуществляется с заданным интервалом и добыча флюидов осуществляется в прерывистом цикле.

Как работает система газлифта

Теперь давайте посмотрим, как работает стандартная система непрерывного газлифта, и определим каждый компонент.

После первоначального запуска скважина должна давать достаточный объем газа для работы газлифтной системы. Во многих газлифтных скважинах дополнительный газ берется из близлежащих скважин или трубопроводов, чтобы «запустить» процесс механизированной добычи.

Если скважина не производит достаточно газа для удовлетворения потребности в объеме газлифтной системы, добавочный газ может подаваться из линии продаж или соседней скважины.

Компрессор 

Природный газ низкого давления сжимается и поступает в нагнетательную линию или перенаправляется через перепускной клапан, если в стволе скважины соблюдены требования по давлению и объему.

Клапан нагнетания газа (регулирующий клапан) 

Клапан нагнетания газа помогает контролировать поток природного газа в скважину. Регулирующие клапаны высокого давления Kimray используются в этом приложении, потому что они обеспечивают гибкость в размерах затвора и могут управляться пневматически или электрически.

Газлифтные клапаны 

Газ поступает в обсадную колонну и спускается к газлифтным клапанам.

Большинство газлифтных клапанов открываются в ответ на заданное давление газа в обсадной колонне. Давление корпуса (P1) сжимает сильфон внутри клапана и поднимает шток, открывая клапан.

Когда сжатый газ поступает в НКТ через газлифтный клапан, энергия расширяющегося газа толкает нефть ближе к поверхности. Газ также аэрирует столб жидкости, снижая ее плотность и позволяя ей легче течь при меньшем давлении.

С интервалами под поверхностью установлены дополнительные газлифтные клапаны. В начале добычи эти «разгрузочные» клапаны используются для снижения плотности столба жидкости, поднявшегося над первичным газлифтным клапаном.

Этот «рабочий клапан» нагнетает газ в самую глубокую точку ствола скважины. Этот процесс называется запуском скважины или разгрузкой скважины.

Постоянный клапан 

Постоянный клапан гарантирует, что все жидкости останутся в НКТ, а не позволят жидкости выйти в пласт. Однако, как и обратный клапан, стоячий клапан позволяет газу и жидкости поступать в НКТ из резервуара.

Пакер

Пакер — это устройство, которое образует уплотнение между двумя камерами скважины — НКТ и обсадной трубой. Это уплотнение предотвращает попадание нагнетаемого газа в пласт или в конец эксплуатационной колонны.

заключительные этапы эксплуатации скважины 

На заключительных этапах добычи в конце срока эксплуатации скважины операторы могут заменить другие системы механизированной добычи прерывистым газлифтом до тех пор, пока пластовое давление не станет слишком низким для подъема целевых объемов жидкости.

Когда газлифт неэкономичен или забойное давление слишком низкое, операторы обычно переключаются на штанговые насосы или электрические погружные насосные системы.

Чтобы поговорить со специалистом о газлифте, обратитесь в местный магазин Kimray или к авторизованному дистрибьютору.

Кайл Эндрюс

Кайл Эндрюс работает тренером по продуктам и приложениям в Kimray. Он проводит обучение продуктам и приложениям для отдела продаж и клиентов Kimray.

Еще от Kyle

Эксплуатационная процедура определения, установки и оптимизации газлифтной скважины

Джон Мартинес / профессиональный инженер Фрэнк Э. Эшфорд / PetroSkills Уэс Райт / PetroSkills

Газлифт — это основной метод механизированной добычи, применяемый в горизонтальных скважинах с увеличенным отходом от вертикали, как показано на рисунке на острове Сахалин и от которого ExxonMobil отказалась из-за вторжения России в Украину, а также в горизонтальных сланцевых скважинах Пермского бассейна. Каждый из них имеет характеристики длинных горизонтальных стволов, подверженных образованию пробок, что требует достаточного количества газлифтного газа для поддержания стабильного потока, но с некоторыми различиями.

Рис. 00. Сахалинские скважины и компрессоры, ключевые компоненты успешной газлифтной системы.

Сахалинские скважины имеют газлифтную закачку вблизи подошвы горизонтального горизонта, тогда как пермские скважины закачивают на глубину меньше точки начала работы. Любой тип конструкции требует процедур для определения, установки и оптимизации технических, а также полевых операций для газлифтной скважины.

В разделе A этой статьи рассматривается кандидат на газлифтную скважину в зависимости от содержания газа в пластовом флюиде и выбор газлифта или закачки. В разделе B обсуждается заканчивание скважины с точки зрения размеров и зазоров, а также требований к газлифтному оборудованию. Секция С имеет направляющие для пуска скважины и предотвращения эрозионного срезания разгрузочных клапанов. Наконец, в Разделе D представлена ​​процедура оптимизации скважины после ее разгрузки и работы в системе добычи.

РАЗДЕЛ A: ГАЗЛИФТНЫЕ СКВАЖИНЫ-КАНДИДАТЫ 

Рис. 1. Схема газлифта и диаграмма зависимости давления от давления.1,6

Пластовые условия являются основными факторами при выборе механизированной добычи. Содержание газа является ключевым фактором, поскольку газлифт дополняет существующий газ в пластовом флюиде, а высокое содержание снижает вклад газлифта. Однако на насосы отрицательно влияет содержание газа в пластовой жидкости, что приводит к снижению эффективности и частым отказам. Производительность является фактором, который влияет на размер трубы в газлифте, но меняет выбор насоса: штанговые/балочные насосы для более низких дебитов и электрические погружные насосы (ЭЦН) для более высоких дебитов. Наконец, добыча песка из пласта песчаника или песок из горизонтальной сланцевой скважины отрицательно влияет на работу насоса, но в меньшей степени на газлифт.

Объясняется фундаментальная связь газлифта с пластом. На Рисунке 1 слева показана схема газлифта, а справа — зависимость расхода давления от потока из пласта (приток) и вверх по колонне насосно-компрессорных труб (отток). Газлифтная скважина имеет вход газа через НКТ в затрубное пространство к рабочему клапану или насадке, смешиваясь с пластовым газом, нефтью и водой для уменьшения суммарной плотности жидкости, поступающей в устье скважины и далее в сепаратор. Диаграмма справа показывает зависимость давления от скорости притока из пласта, исходя из PI = 1 баррель/день на фунт на квадратный дюйм и PR = 3000 фунтов на квадратный дюйм изб. Каждая скважина тестируется для получения индекса продуктивности (PI, связанного с IPR, зависимостью производительности притока) и пластового давления (PR).

Эти данные объединяются с программой узлового анализа, такой как SNAP, для оценки различных диаметров трубок и выбора наиболее подходящего размера. Другие кривые на диаграмме представляют собой результаты многофазного потока для 27/8-дюйм. отток из НКТ (называемый VLP с вертикальной характеристикой подъема, J-образная кривая, впуск НКТ или отток) для естественного потока и для газлифта. Пересечение кривой притока и кривой оттока указывает на точку стабильной работы. На графике показана кривая естественного потока (с более высокой плотностью и давлением по сравнению с газлифтом), пересекающая линию притока при дебите 400 барр. . Кривая оттока газлифтного газа построена для определенного соотношения закачиваемого газа и жидкости (IGLR, станд. куб. фут./барр.).

Рис. 2. Схема газлифтной скважины и наземного оборудования. 2

Хотя большее количество закачиваемого газа будет продолжать снижать плотность, увеличение трения более чем компенсирует снижение плотности, что показано третьей кривой красного цвета, представляющей избыточный IGLR, который снижает дебит. IGLR плюс отношение пластового газа к жидкости (FGLR) дает общее отношение газа к жидкости (TGLR). Обратите внимание, что все кривые «оттока» уменьшаются при забойном давлении потока (отрицательный наклон), где определяющим фактором является плотность, а затем они увеличиваются (положительный наклон), когда скорость жидкости и трение становятся доминирующими. Эффект трения ограничивает производительность газлифта для НКТ определенного размера, но ЭЦН не так сильно влияет и может достигать более высоких скоростей.

РАЗДЕЛ B: РАЗМЕРЫ ГАЗЛИФТНОЙ СКВАЖИНЫ И ГАЗОВОЕ УСТРОЙСТВО для непрерывного впрыска. Ствол скважины может быть вертикальным, наклонным или горизонтальным, так как большая часть подъемного оборудования устанавливается выше точки забуривания, за исключением сахалинских скважин с большим отходом от вертикали.

Перед бурением проводится оценка размера НКТ/обсадной колонны с использованием разведочных или предыдущих скважинных данных в качестве оценки PI и пластового давления. Если коллектор обладает достаточной дебитной емкостью и инженеры соглашаются с тем, что более высокие дебиты не повредят породу-коллектор и не препятствуют извлечению запасов, то можно рекомендовать НКТ большего размера и соответствующую обсадную трубу.

Таблица 1. Размеры эксплуатационных НКТ, обсадных труб и стержней клапана для зазора.3,4,5

После выбора размеров НКТ/обсадных труб требуется детальный анализ размеров. Газлифтные оправки и связанные с ними клапаны являются эксцентричными (как обычные клапаны, извлекаемые из НКТ, так и боковые карманы с клапанами, извлекаемыми с помощью троса), и должен быть обеспечен зазор между обсадной колонной и НКТ. Внутренний диаметр проходки обсадной колонны необходимо сравнивать с наружным диаметром муфты НКТ и большим диаметром оправки газлифта.

В таблице 1 приведены данные о размерах НКТ, обсадной колонны и газлифтной оправки для проверки зазоров. 95/8-дюймовый. обсадная колонна из Рис. 2 имеет проходной диаметр 8,525 дюйма, что намного больше наружного диаметра (НД) 27/8-дюймовой обсадной колонны. газлифтная оправка (95/8-дюймовая обсадная колонна обычно сочетается с газлифтными заканчиваниями 3½ или 4½ дюйма). 7-дюймовый. хвостовик имеет проходной диаметр 5,969 дюйма, что позволит преодолеть 27/8-дюймовый ствол. наружный диаметр оправки для газлифта составляет 5,5 дюйма для бокового кармана или 4,835 дюйма для извлекаемой НКТ. Скважинные данные подтверждают расчистку, поэтому можно обратить внимание на наземные объекты.

Рис. 3. Схема газлифтного месторождения со скважиной и наземным оборудованием.1,6

Газовые компрессоры, дегидраторы и расходомеры являются важнейшими дополнениями к стволу скважины, подземной арматуре и установкам сбора/очистки низкого давления газлифтной системы , Рис. 3. Весь обслуживающий персонал скажет вам, что успех газлифта зависит от почти 100% времени работы компрессоров, дегидраторов и счетчиков газлифтного газа. Скорость и давление, доступные для каждой скважины, должны быть адекватными и постоянными. Если компрессоры выходят из строя каждые несколько дней из-за плохого обслуживания или устаревшего оборудования, то газлифтная система не может стабилизироваться.

Скважины всегда находятся в режиме запуска, а не в установившемся режиме. Если осушка работает неправильно или триэтиленгликоль (ТЭГ) настолько загрязнен, что не может поглощать водяной пар из газового потока, то гидратация на штуцерах, регуляторах, распределительных трубопроводах или линиях подачи топливного газа вызовет засорение отдельных скважин или участков месторождения. или все поле, чтобы перейти в автономный режим. Накопление жидкости в течение многих лет из-за конденсации водяного пара в системе трубопроводов может привести к коррозии, забиванию жидкости и снижению эффективности транспортировки газа. Поскольку большая часть газлифтного газа представляет собой обезвоженный, но необработанный растворенный газ, а также возвратный лифтовый газ, он обычно содержит тяжелые углеводородные компоненты, которые могут конденсироваться и накапливаться в системе трубопроводов, вызывая проблемы.

Рис. 4. Содержание воды в углеводородном газе.7

Критическое качество газлифтного газа зависит от содержания воды в газе при давлении и температуре нагнетания компрессора. Значение можно оценить по Рис. 4. На выходе компрессора после доохладителя давление составляет 1400 фунтов на квадратный дюйм, а температура составляет 120°F. Точка содержания воды на графике составляет 80 фунтов водяного пара на миллион стандартных кубических футов (MMscf) газа. Чтобы предотвратить конденсацию воды до 40°F при 1400 фунтов на кв. дюйм, содержание воды должно быть снижено до 7 фунтов воды на 1 млн станд. В более холодных регионах часто требуется 1 фунт/миллион стандартных кубических футов для достижения точки росы -10°F, что требует 79удаление водяного пара фунт/млн кубических футов. Эти оценки устанавливают требования к обезвоживанию для предотвращения конденсации воды в трубопроводе, что приводит к гидратации, коррозии и накоплению воды.

Если осушитель не используется в течение длительного периода или если осушитель не установлен из-за ложного предположения об отсутствии проблем с гидратами, коррозией или скоплением воды в системе трубопроводов нагнетаемого газа, тогда следует использовать диаграмму ( Рис. 5 ) используется для прогнозирования давления и температуры гидратообразования на основе удельного веса газлифтного газа (в диапазоне от 0,65 до 0,8). Газлифтный газ (удельный вес или относительная плотность 0,7) в нашем примере, давление нагнетания 1400 фунтов на квадратный дюйм может образовывать гидрат при температуре приблизительно 68 °F, что при нормальной работе может происходить в местах расширения давления (и охлаждения) на штуцерах, регуляторе. клапаны и нижние точки трубопроводов, где скапливается вода. По мере похолодания многие точки, в том числе магистральный трубопровод или ответвления, могут подвергнуться гидратации. В местах возможного образования гидратов потребуются станции закачки метанола или этиленгликоля для поддержания работы газлифта.

РАЗДЕЛ C: РУКОВОДСТВО ПО РАЗГРУЗКЕ ГАЗЛИФТНОЙ СКВАЖИНЫ 

Рис. 5. Прогноз образования гидратов.7

Важным первым этапом является добыча контрольной (глушильной) жидкости, которая используется бригадой заканчивания/капитального ремонта для обеспечения безопасной установки внутрискважинного оборудования. Несмотря на то, что используются противовыбросовые превенторы (ПВО), регулирующая (гасящая) жидкость в НКТ ствола скважины и в кольцевом пространстве НКТ-обсадная труба является основным барьером для предотвращения потока пластовой жидкости. При наполнении скважины регулирующей (глушительной) жидкостью превентор демонтируется и заменяется тремя клапанами и фланцами. Теперь можно медленно инициировать критическую разгрузку скважины, чтобы предотвратить эрозию клапанов/оправок, поскольку управляющая (глушильная) жидкость проходит из кольцевого пространства в НКТ, где она течет вверх к устью для удаления из скважины.

Предотвращение повреждения клапанов и оправок требует действий до установки внутрискважинного оборудования и после установки елки. Во время капитального ремонта для установки пакера, насосно-компрессорных труб, оправок и клапанов применяются следующие методы: 

1. a) Прокачайте ствол скважины для удаления бурового раствора перед перфорацией, запуском другого оборудования для заканчивания и установкой газлифтных клапанов.
2. b) С помощью скребка для обсадных труб удалите мусор, прилипший к стенке обсадной колонны, и заусенцы, образовавшиеся при установке пакеров; очистить корпус.
3. c) Используйте отфильтрованные жидкости для заканчивания и ремонта скважин и оставляйте отфильтрованную жидкость в затрубном пространстве НКТ-обсадной колонны. Нефильтрованные жидкости являются источником твердых частиц, которые могут либо отключить, либо закупорить газлифтные клапаны.

Таблица 2. Скорость закачки газа, равная одному баррелю в минуту. 1,6

Выгрузка контрольной (глушильной) жидкости из НКТ и затрубного пространства начинается после крепления скважины к добывающему объекту: 

1. а) Вытеснение с скорость выгрузки не более 1 барреля в минуту (уд/мин), Таблица 2, для предотвращения эрозии газлифтных клапанов.
2. b) Запустите поток нагнетаемого газа, регулируя скорость для достижения повышения давления в обсадной трубе на 50 фунтов на квадратный дюйм за 10 мин. приращения.
3. c) Продолжайте закачку до тех пор, пока давление в обсадной колонне не достигнет 400 фунтов на кв. дюйм.
4. d) Увеличьте скорость нагнетаемого газа, чтобы достичь увеличения на 100 фунтов на квадратный дюйм за 10 мин. приращения.
5. e) Следите за падением давления нагнетаемого газа и возвратом аэрированной жидкости из эксплуатационной колонны, чтобы указать, что газ нагнетается через верхний разгрузочный клапан.
6. f) Наблюдайте и записывайте давление в обсадной трубе (после нагнетательного штуцера или регулирующего клапана), чтобы подтвердить падение давления в обсадной трубе по мере того, как точка нагнетания перемещается на более глубокие клапаны.
7. g) Используйте акустические инструменты уровня жидкости в кольцевом пространстве обсадной колонны для подтверждения глубины закачки.
8. h) Убедитесь, что поток впрыскиваемого газа непрерывен и не пульсирует.

Глубина закачки зависит от пластового давления (и соответствующего давления в НКТ) по сравнению с давлением закачки в обсадной колонне. В начале срока эксплуатации газлифтная закачка может происходить в средней точке ствола скважины, но по мере снижения пластового давления и давления в НКТ точка закачки автоматически сместится к более глубокому клапану, где давление нагнетания газа больше, чем давление в НКТ.

Испытания после разгрузки в сочетании с моделированием узлового анализа на каждой глубине оправки клапана могут указать точку срабатывания, показанную на рис. 6 . отключение компрессора привело к переходу на неглубокую оправку на глубине 4800 футов, Тест 2 (скважина может не вернуться автоматически к глубокой точке закачки после перезапуска).

Операторы отрегулировали скорость закачки, и еще одно испытание показало подъем на оправке 7 150 футов, Тест 3. Последующее испытание показало возврат к оправке на 8 000 футов, Тест 4. Когда скважина разгружается до возможной глубины, исходя из по доступному давлению нагнетания и подтверждается акустическим уровнем жидкости и испытаниями, после чего можно начинать оптимизационные испытания.

Рис. 6. Дебит в зависимости от глубины оправки.1

РАЗДЕЛ D: ОПТИМИЗАЦИЯ ГАЗЛИФТНОЙ СКВАЖИНЫ 

Оптимизация, основанная на испытаниях скважин, представляет собой непрерывный процесс, поскольку характеристики притока в пласт постоянно меняются, а закачиваемый газ необходимо распределены по лучшим скважинам в группе, обслуживаемой одной компрессорной станцией. Однако сначала следует выполнить подтверждение глубокого подъема (относительно доступного давления закачки) на основании предыдущего раздела. Испытания скважин, исследования градиента потока и измеренные данные забойного давления потока от постоянных датчиков используются для построения моделей узлового анализа, которые точно описывают реакцию скважин на большее или меньшее количество закачиваемого газа.

Кривая производительности скважины, ранее показанная на рис. 6, , также называется «оптимизационной» кривой и отображает зависимость общей добычи (нефти и воды) от скорости закачки газа. Каждая скважина на месторождении тестируется в диапазоне от 80% до 120% проектной скорости закачки; результаты позволяют выбрать рабочую точку, основываясь на некоторых критериях: максимальное количество нефти, наилучшее экономическое состояние, стабильность потока для минимизации пробок, ограничение мощности по закачке воды, ограничение по мощности по закачке газа. Группа скважин на объекте может иметь закачку газа, распределенную для достижения «оптимальной» рабочей точки для каждой скважины. Часто оптимизация не достигается.

Когда скважины дают сбои и оптимальные точки не могут быть достигнуты, применяются методы устранения неполадок для получения данных для решения проблемы. Диагностические методы, решения и проблемы описаны в таблицах, опубликованных в руководстве PetroSkills по газлифту ¹ и руководстве API RP 19GLHB по газлифту. ⁶  

РЕЗЮМЕ 

В этом обзоре представлена ​​информация о выборе газлифтной скважины и связи ее притока с пластом; о параметрах ствола скважины и оборудования, которые необходимо учитывать для успешной эксплуатации; на критической стадии слива контрольной (глушительной) жидкости, находящейся в стволе скважины, после проведения всех мероприятий по установке внутрискважинного оборудования; и о процедуре оптимизации, а также ссылку на руководства по устранению неполадок.

Раздел A связывает выбор газлифта с содержанием газа в пласте, так как высокий доступный газ из пласта требует меньшей добавки от газлифта. Результатом является снижение плотности в стволе скважины, и графики узлового анализа используются для обозначения разницы между более низким естественным расходом и более высоким расходом газлифта, возникающим в результате более низкого давления в забое ствола скважины. Узловой анализ с помощью SNAP используется для оценки взаимозависимости продуктивности коллектора, размера НКТ (с соответствующим размером обсадной колонны) и доступности давления закачки газлифта.

В разделе B приведен пример сравнения эксцентриситета насосно-компрессорных труб, газлифтной оправки и диаметров штрека обсадной колонны, чтобы убедиться, что оборудование может быть установлено в стволе скважины. Необходима внутрискважинная оценка, а также осмотр наземных сооружений. Успех газлифта зависит от высоконадежных компрессоров и осушителей, которые обеспечивают постоянную производительность по газу без образования гидратов или накопления жидкости.

В разделе C приведены указания по важному этапу удаления управляющей (глушительной) жидкости без эрозионного срезания клапанов/оправок. Борьба с повреждениями включает в себя действия перед установкой оборудования в стволе скважины и меры предосторожности во время процедуры извлечения жидкости. Смещение контрольной (глушильной) жидкости ограничено 1 баррелем в минуту, что, по результатам испытаний, считается максимальной скоростью, при которой не происходит эрозии.

В разделе D приведена процедура оптимизации многоскоростного испытания скважины для получения общего дебита по сравнению с дебитом нагнетаемого газа в диапазоне от 80% до 120% проектного дебита. Этот этап испытаний начинается после того, как будет подтверждено, что скважина поднимается на глубину, соответствующую доступному давлению закачки. «Оптимальная» рабочая точка выбирается на основе таких критериев, как максимальный расход, экономическая отдача, стабильность потока или пределы производительности нагнетаемого газа или нагнетаемой воды. Когда тестирование выявляет проблему, начинается анализ устранения неполадок с использованием руководств, содержащихся в Руководстве по газлифту PetroSkills или Руководстве по газлифту API.

Эта статья — одна из трех, опубликованных в серии «Совет месяца» компании PetroSkills. (Посетите https://www.petroskills.com/en/blog/category/tip-of-the-month~n3809, чтобы прочитать части 1 и 2). Авторы консультируют инженеров, имеющих опыт работы с наземными и подземными сооружениями, и проводят курсы PetroSkills; мы выражаем благодарность Киндре Сноу-Макгрегор и Махмуду Мошфегяну за их ценный обзор и отзывы.

_ССЫЛКИ 

1. _{Джон Мартинес, руководство по курсу PetroSkills Gas Lift (GLI).}
2. _{Мехди Аббасзаде Шахри, MS, PhD, Texas Tech, 2011.} 
3. _{Halliburton Красная книга данных API НКТ и обсадных труб.}
4. _{Schlumberger, Каталог газлифтов Camco.}
5. _{Weatherford, Каталог газлифтов.}
6. _{API RP 19GLHB, Справочник по газлифту.}
7. _{Кэмпбелл, Дж. М., Подготовка и переработка газа, Том 1: Основы, 9-е издание, 3-е издание; Редакторы, Хаббард, Р. и Сноу-МакГрегор, К., Campbell Petroleum Series, Норман, Оклахома, PetroSkills, 2018} 

Об авторах

Джон Мартинес

Профессиональный инженер

Джон Мартинес имеет 50-летний опыт работы в области технологий добычи нефти, специализируясь на ревизии производственных объектов и операциях механизированной добычи, а также обладает обширными знаниями в области газлифта. Это включает в себя производительность скважины, испытание на переходное давление, оценку и выбор скважинного оборудования. Опыт проектирования наземных сооружений включает в себя многофазные трубопроводы, сепарацию, измерение, сжатие, осушку, очистку и отведение воды, а также насосы. Г-н Мартинес является специалистом по ревизии и модернизации лифтового и наземного оборудования с целью снижения отказов и эксплуатационных расходов. Он является зарегистрированным профессиональным инженером в Техасе. Г-н Мартинес получил степень бакалавра и магистра в области машиностроения Техасского университета.

Фрэнк Э. Эшфорд

PetroSkills

Фрэнк Э. Эшфорд имеет более чем 50-летний опыт работы в области проектирования и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, скважинных и наземных сооружений, а также объектов подготовки и добычи нефти и газа. Он работает в PetroSkills с 1988 года и много работал в большинстве стран-производителей энергии по всему миру. Он работал в компании Gulf Research (GR&DC) в Хьюстоне, штат Техас, где он разработал множество лабораторных методов разработки резервуаров для определения применимых корреляций относительных проницаемостей нефть/газ/вода, а также методы прогнозирования работы штуцеров, которые все еще применяются сегодня. Ранее д-р Эшфорд был профессором нефтегазового дела в Центральном университете Венесуэлы в Каракасе. Он был основателем отдела нефтяной инженерии в INTEVEP, научно-исследовательском институте государственной фирмы PDVSA. Он является автором технических статей, опубликованных в ряде отраслевых журналов. Он имеет степени бакалавра и магистра в области нефтяного машиностроения Университета Оклахомы, а также докторскую степень в области технических наук.

Уэс Райт

PetroSkills

Уэс Райт имеет 32-летний опыт работы на предприятиях по добыче нефти и газа. Он начал преподавать в компании PetroSkills в 2004 году, где он проводил курсы по наземным объектам CO2, переработке нефти и газа и обучению операторов по всему миру. Ранее г-н Райт был ведущим инженером на заводе Weyburn, смешиваемом с CO2, где он принимал непосредственное участие в разработке, проектировании, строительстве, пуско-наладке и эксплуатации. В течение 1980-х годов он выполнял контрактные исследования в Университете Калгари в области повышения нефтеотдачи и был консультантом по широкому кругу проектов по добыче малосернистой и сернистой нефти и газа в Западной Канаде. Мистер Райт получил высшее образование в 1983 года со степенью бакалавра технических наук Университета Калгари. Он является членом SPE. Он был опубликован в ASME-OMAE, CSCE, IAHR и в Carbon Sequestration and Related Technologies (Wiley, 2011).

Статьи по теме

• API использует стандарты для продвижения инноваций и внедрения 3D-печати (сентябрь 2022 г.)
  
• Усовершенствованные системы управления пластом позволяют проводить цифровые морские операции и анализ (сентябрь 2022 г.)
  
• Цифровая трансформация: использование возможностей науки о данных (сентябрь 2022 г.)
  
• Executive Viewpoint: технологии, технологии, технологии (август 2022 г.)
  
• Цифровизация поведенческой безопасности способствует снижению количества происшествий на море (август 2022 г. )
  
• Инвестиции в электрификацию нефтяных месторождений сократят выбросы парниковых газов (июль 2022 г.)
  

ИЗ АРХИВА

• Успешное применение технологии сверхглубокого каротажа удельного сопротивления в операции SAGD (май 2019 г.)
  
• Внедрение достижений в области беспроводного интеллектуального заканчивания скважин (май 2019 г.)
  
• Крупные акции удваиваются по мере облегчения спроса на вынос (апрель 2019 г.)
  
• Что нового в ГИС и оценке пласта (апрель 2019 г.)
  
• Квалификация подводного противовыбросового превентора с давлением 20 000 фунтов на квадратный дюйм: совместный подход (февраль 2019 г. )
  
• Грег Левей из ConocoPhillips считает, что стремительная траектория технического прогресса продолжается (февраль 2019 г.)
  

Учебные курсы по нефтегазовой отрасли

Обзор газового лифта; Часть 1: История газлифта, основы, оправки, типы клапанов и типичная установка в полевых условиях

Введение: История газлифта в США

Добыча нефти и газа уже более 160 лет является неотъемлемой частью мировой экономики, основанной на энергетике. В 1859 г., скважина Дрейка в Титусвилле, штат Пенсильвания, положила начало грозному сектору добычи нефти и газа в США. Вскоре было обнаружено, что нефтяные и газовые скважины будут фонтанировать естественным образом в течение ограниченного времени до достижения забойного давления, а температурные условия не позволят естественному притоку на поверхность. В 1869 году были установлены основные обычные насосные установки для нефтяных скважин. Так родилось то, что в сегодняшней нефтепромысловой терминологии называется «Искусственная добыча».

 Системы механизированной добычи разрабатывались годами, и сегодня в нефтегазовой отрасли существует шесть (6) широко применяемых методов механизированной добычи (AL). Эти приложения показаны на рисунке 1 [1]. Как показано, области применения варьируются от штанговых насосов, гидравлических насосов, электрических погружных насосов (ESP), газлифтных, плунжерных и винтовых насосов. На рисунке показано краткое заявление о конкретных преимуществах применения каждой системы AL. Подпружиненный газлифтный клапан был представлен в 19 веке.30’3, и многие важные усовершенствования конструкции были реализованы после того, как механизированная добыча 1940’6 использовалась с широким разнообразием результатов в методах применения в США в течение почти 150 лет. На Рисунке 2 [2] показан процент применения каждого процесса механизированной добычи в современных условиях нефтяных месторождений.

Общее количество добывающих скважин в США оценивается в 950 000 скважин, которые добывают около 11 млн баррелей нефти в сутки и 96 млрд куб. Газлифтные установки составляют около 10 % всех применений механизированной добычи, при условии, что в них включены отбойные скважины (менее 10 баррелей в день), или около 50 000 действующих газлифтных скважин в США.

Рисунок 1. Шесть основных систем искусственного подъема в применении [1]

Рисунок 2. Системы искусственного подъема в процентах от общего числа применений [2]

ii) Процесс подъема

Основным принципом газлифта является в первую очередь закачка газообразного флюида (использовались N ₂ и другие инертные газы) меньшей плотности, чем протекающая нефть, в эксплуатационную колонну скважины для «облегчения» веса колонны нефти/газа и допустить поток на поверхность, когда поток нефти невозможен из-за статического давления продуктивного пласта, IPR, а также свойств нефтяного флюида и физических свойств.

«Эрлифт» был впервые представлен в 1864 году в Пенсильвании Кокфордом, применявшим сжатый воздух в трубе для подъема нефти из неглубоких скважин с низкой производительностью. В течение 1920-х годов успешными были системы заканчивания с конфигурациями обсадных труб, НКТ, пакеров и стоячих клапанов. Однако добыча нефти/газа была спорадической, поскольку работу стоячего клапана было трудно «привязать» к производительности скважины. Газлифтный клапан с пружинным приводом (GLV) был изобретен в 1930-х годах и усовершенствовал полевые операции, позволив бурить более глубокие скважины и повышая производительность. Улучшения в новых конструкциях GLV были реализованы после 1940-х годов. Однако во всех применениях GL давление и объем впрыскиваемого газа было трудно контролировать из-за ограниченности численных моделей, доступных для прогнозирования «ХАРАКТЕРИСТИК ДРОССЕЛЬНОЙ ЗАСЛОНКИ» клапанов. Возможно, наиболее подходящее соотношение было впервые введено Гилбертом в его выдающемся численном обзоре работы фонтанных и газлифтных скважин в 1945 г. [3]. Было разработано несколько других формул, нацеленных на конкретные соображения по газлифтному расходу пласта. Все эти формулы штуцера «типа Гилберта» предполагают условия звукового потока (критические) через устье скважины или скважинный штуцер; по этой причине они не учитывают перепад давления на штуцере, где дозвуковой режим потока приводил к «критическому потоку» для этой установки. Другие типы формул дросселя, учитывающие как звуковые, так и переходные (дозвуковые), были введены некоторыми исследователями-первопроходцами. Фортунати [4] в 1972 был создателем этой концепции, и его теория была применена и подтверждена. Фортунати был первым, кто математически идентифицировал дозвуковой поток к звуковому (критическому), доказав, что значение эпсилон: ε _крит = P _вверх / P _вниз (отношение критического давления вверх и вниз по потоку) не было сингулярным значением 0,5. как наблюдалось и предполагалось многими полевыми операциями.

Эшфорд и Пирс [5] проанализировали и сопоставили две фазы добычи вверх и вниз по течению (вена — контракт) через скважинные штуцеры насосно-компрессорных труб в заливе Саут-Тимбальер, штат Луизиана, в 1973. Были оценены как критические, так и дозвуковые области, показывающие вариации значения ε (P _вверх /P _вниз ) примерно в пределах 0,48-0,52, в зависимости как от гидравлических давлений, так и от физических и термодинамических свойств нефти и газа. характеристики.

Полевой опыт показал, что в некоторых случаях дебит скважины изменяется путем изменения рабочего давления сепаратора ниже по потоку. Таким состоянием, как показывают цитируемые авторы, является переход скважины в режим течения, т. е. «дозвуковое» течение в забойном предохранительном клапане, а также наземный устьевой штуцер.

III) Базовая газлифтная скважина

Поскольку природный газ является известным углеводородным флюидом, физические свойства которого существенно различаются по сравнению с плотностью и вязкостью нефти при любом давлении и температуре. Его меньшая плотность и вязкость делают его подходящей добавкой к потоку нефти, чтобы «облегчить» транспортируемую жидкость на поверхность. Закачка газа осуществляется через затрубное пространство НКТ. Из кольцевого пространства газ поступает в насосно-компрессорную трубу через оправку, содержащую соответствующий GLV, или стоячий GLV в нижней части колонны насосно-компрессорных труб. Оправка представляет собой отдельную секцию эксплуатационной колонны насосно-компрессорных труб, которая позволяет вводить выбранный GLV. Может быть установлено более одной оправки для «запуска» глухой скважины (инициации потока в скважине). Окончательный GLV представляет собой GLV с одним «устьевым потоком» и герметизируется над продуктивным пластом, чтобы газ легко смешивался с существующей нефтью, чтобы обеспечить более легкую и более проницаемую «текучую нефть» с соответствующим газовым фактором (газонефтяным коэффициентом). и закачанный газ для получения коэффициента подъемной силы потока (GLR), позволяющего скважине добывать нефть/газ на поверхность в соответствии с ограничениями IPR (зависимость производительности притока).

По сути, успех процесса «глухой скважины» заключается в правильном отборе скважины-кандидата, IPR которой не позволит притоку нефти на поверхность из-за отсутствия достаточного забойного давления. Еще одной скважиной-кандидатом может быть скважина с низкими значениями газового фактора и ограниченным IPR.

Рисунок 3 [6] иллюстрирует зависимость производительности притока в диапазоне скоростей потока и забойного давления. На графике также показаны IPR пласта, а также зависимость характеристик вертикального подъема (VLP), которая представляет собой забойное давление, необходимое для нагнетания добываемых флюидов вверх по эксплуатационной колонне и из устья скважины. Следует понимать, что зависимость между дебитом скважины связана с «депрессией» пласта, т.е. пластовым давлением минус забойное давление НКТ. Эта взаимосвязь, как показано на рис. 3 [6], зависит от многих свойств флюида и коллектора в пласте.

Рисунок 3. Соотношение между характеристиками вертикального подъема потоковых скважин (VLP) и существующей формированием (IPR) [6]

Отношения «VLP/IPR». дебит, газовый фактор и закачка обсадного газа (CGI), необходимые для работы газлифтной скважины в оптимальных условиях, будут дополнительно обсуждаться в Части II этой серии статей.

Другой вариант применения газлифта заключается в правильном выборе существующей «естественно фонтанирующей» скважины, которая может работать в условиях, далеких от наиболее «оптимальных для эксплуатации». Возможно, требуется более высокое давление в насосно-компрессорных трубах (FTP) для транспортировки потока из этой скважины в полевые системы сбора. Опять же, отношение свободного газа к газовому фактору пластовых флюидов может быть низким, и эта скважина могла быть изначально выбрана в качестве «кандидата» для будущего газлифта. Как правило, эти скважины-кандидаты могут заканчиваться стоящим GLV (по сути, дросселирующим устройством) над эксплуатационным пакером, который прижимает эксплуатационную колонну к хвостовику обсадной колонны, позволяя газу поступать в эксплуатационную колонну из этого кольцевого пространства.

Как видно, применение систем газлифта (ГЛ) в основном применяется в этих двух промысловых приложениях: 1) для преобразования недебитных — «мертвых» скважин в добывающие скважины и 2) для увеличения добычи с низких дебит — «фонтанные скважины» с изменением давления в насосно-компрессорных трубах (FTP) и общего добывающего GLR.

Типичные диапазоны глубины для современных газлифтных установок составляют примерно от 3000 до 8000 футов (915–2439 м). Как правило, скважины-кандидаты на газлифт имеют нефть с вязкостью 28–35° API, относительная плотность которой в пласте колеблется в пределах 0,89.- 0,84. По сравнению со статическим градиентом воды на уровне 0,433 фунта на кв. дюйм/фут (9,8 кПа/м) они указывают на градиент мертвой нефти в диапазоне 0,39–0,36 фунта на кв. дюйм/фут (8,8–8,1 кПа/м).

После закачки газа в скважину он смешивается с добываемой нефтью и ее газовым фактором. Сумма двух количеств газа, поделенная на соответствующий поток нефти, дает отношение продуктивного газа к жидкости (GLR). Оптимальные соотношения газа и жидкости для двухфазного потока (GLR) обычно устанавливаются на уровне 1300–1600 MSCF/STB (231 000–285 000 станд. м 9 ).0221 3 /STm ³ ). Этот диапазон позволяет установить оптимальные условия добывающей скважины с градиентами потока в диапазоне от 0,13 до 0,18 фунтов на кв. дюйм/фут (2,9–4,1 кПа/м). В настоящее время используются четыре (4) основных газлифтных клапана (GLV), и они влияют на правильный выбор для нагнетания обсадного газа в предварительно установленную оправку для газификации вертикального столба жидкости в НКТ, тем самым разгружая скважину и обеспечивая последующую добычу.

III.A) Газлифтная оправка – конфигурация газлифтного клапана (GLV)

Как уже упоминалось, оправка колонны насосно-компрессорных труб представляет собой часть эксплуатационной колонны насосно-компрессорных труб, на которой установлен специальный GLV. Глубина и пропускная способность каждого MANDREL/GLV заранее определяются на основе плотности пластовой нефти и газового фактора, а также физических свойств газлифтного закачиваемого газа.

На следующем Рисунке 4 [7,8] показаны основные различия между обычной и извлекаемой на кабеле оправкой для газлифта с боковым карманом. Обычный газлифтный клапан (GLV) можно извлечь, потянув за НКТ, в то время как извлекаемый на тросе клапан доступен, когда эксплуатационная НКТ находится на месте.

• Обычный (слева) – требуется установка газлифтных клапанов в оправки на поверхности и спуск с колонной насосно-компрессорных труб.
• Боковой карман (справа) — предназначен для установки или замены газлифтных клапанов и других скважинных компонентов на трос без вытягивания НКТ.

            Рисунок 4. Сравнение обычного газлифта и газлифта с боковым карманом ОПРАВКИ, используемые с газлифтными клапанами [7, 8]

В большинстве газлифтных операций используются эксплуатационные НКТ диаметром 2 3/8”– 2 7/8”, которые оказались наиболее подходящими для любого типа оправки. Важно помнить, что МАДРЕЛЬ — это устройство, которое удерживает выбранный ГЛВ, но не является узловым элементом в протекающей нефти по мере ее прохождения от пласта к точке закачки ГЛВ и далее к головке НКТ и средствам сбора на поверхности. Выбор обычного или тросового извлекаемого стержня зависит от многих факторов:

— Глубина фонтанирующей скважины: операции с тросом сложны на глубине более 8000 футов (2439 м). Операции ни в коем случае не являются невозможными, но операторы знают, что добывающая скважина, как правило, не является геометрически «вертикальной», и некоторые проблемы с тросом могут возникнуть при невертикальном заканчивании. В этих случаях обычная оправка, возможно, является лучшим выбором.

— Знание резервуара будет играть большую роль при выборе оправки. Если продуктивный пласт продемонстрировал благоприятные условия притока в газлифтных скважинах и присутствует благоприятный IPR, скважина является хорошим кандидатом для традиционной оправки.

— Если скважина будет эксплуатироваться на месторождении, где присутствуют парафин, песок или другие твердые загрязняющие вещества, следует серьезно рассмотреть возможность использования троса.

— Оправка для троса имеет профиль бокового кармана для установки клапанов впрыска химикатов, циркуляционных клапанов, глухих клапанов и клапанов сброса глушения.

— Доступны несколько конфигураций портов карманов для таких применений, как нагнетание заводнением, подъем камеры, нагнетание химикатов и кольцевой поток.

Независимо от того, применяется ли традиционная или тросовая оправка, следующее рассмотрение конструкции/эксплуатации относится к рабочему GLV, который будет введен.

Существует четыре (4) основных конфигурации газлифтных клапанов: 1) CPO, (IPO) с приводом от обсадной колонны/нагнетания под давлением, 2) FPO, (TPO) с приводом от потока/от давления в НКТ, 3) TV или дроссельный дроссельный клапан с диафрагмой и 4) Комбинации класса CPO/TPO. В большинстве газлифтных операций используется клапан CPO из-за его конструктивной адаптируемости и установки обратного клапана проточного давления. Как правило, самая нижняя точка нагнетания газа из обсадной колонны в насосно-компрессорную трубу осуществляется через «дроссельный клапан», тип 3) TV. Размер этого клапана позволяет поддерживать оптимальный объем закачки попутного газа (CGI), который соединяется с пластовой нефтью и связанным с ней газовым фактором. На Рисунке 5 [7] показаны типичные различия в клапанах CPO, TPO, а на Рисунке 6 [8] показано внутреннее устройство клапанов GLV типа Orifice Flow или TV.

Обратите внимание на то, что в конструкции CPO GLV давление впрыска работает против давления в куполе клапана (обычно N ₂ ) и контролирует давление нагнетаемого газа в апертуре, которое изначально установлено несколько ниже «мертвой жидкости». голова в трубке. Давление закачки обсадного газа должно быть достаточно высоким в работающем «пусковом» клапане, чтобы преодолеть напор нефти более высокой плотности в НКТ. Как только поток установлен, градиент потока двухфазной жидкости в колонне насосно-компрессорных труб уменьшается, и клапан закроется, как только давление в НКТ (и соответствующее давление в обсадной колонне) станет меньше, чем давление уставки купола.

 Обратите внимание, что в конструкции клапана TPO порт давления теперь находится на трубной стороне клапана, и процесс его закрытия/открытия будет зависеть от увеличения/уменьшения давления в трубке. В режиме TPO GLV «запуск» предназначен для того, чтобы «мертвая нефть» открыла клапан после завершения. Нагнетание Давление в обсадной колонне должно быть выше давления в НКТ, чтобы инициировался поток нагнетаемого газа. Индуцируемая двухфазная нефть, газовый фактор жидкости, CGI (закачка обсадного газа) и полученный в результате GLR создают более низкое давление потока в НКТ на оправке из-за уменьшенного градиента потока, что снижает давление потока в НКТ. Клапан закроется, как только оправка выполнит свою функцию на заданной глубине.

После того, как все «разгрузочные клапаны TPO/POC в верхних оправках выполнили свою функцию по обеспечению многофазной текучей среды для пласта с соответствующим градиентом потока (psi/ft, кПа/м), нагнетание газа здесь прекращается. Теперь скважина реагирует исключительно на клапан TV типа 3, установленный непосредственно над пакером НКТ, что позволяет подавать только закачиваемый газ в обсадную колонну.

       Рисунок 5. Давление нагнетания в обсадной колонне (CPO) в зависимости от давления в НКТ  (TPO) эксплуатируемые GLV. [7]

Рисунок 6. Типичный клапан подъемного подъемного подъема «удушья» в отверстии. 9 ] 

На рис. 7 [9] показаны различные интегрированные компоненты типичного GLV. Показаны впускные/выпускные газовые порты, конфигурация купола и сильфона, уплотнения и обратный клапан обратного потока. В GLV используется ограничительное отверстие (обозначенное как порт на рис. 7) для контроля скорости потока закачиваемого газа. Правильная конструкция и конфигурация позволяют избежать «критического» расхода для данного размера отверстия. Скорость закачки обсадного газа и условия потока должны по конструкции обеспечивать дозвуковой поток через выбранный штуцер или отверстие. Дальнейшее обсуждение этой темы будет рассмотрено во второй части этой серии статей о газлифте.

III.B) Типовой модуль заканчивания газлифтной скважины

Правильно спроектированная и завершенная газлифтная скважина имеет специальную конструкцию обсадной колонны/трубопровода/хвостовика/пакера с газлифтными ОПРАВКАМИ, установленными на заданной глубине в эксплуатационной колонне. . На Рисунке 8 [10] показана конструкция заканчивания забоя для газлифта в «глухой скважине», которая вводится в эксплуатацию. Конфигурация обсадной колонны / насосно-компрессорных труб / хвостовика и пакера отображает характерную конструкцию скважины и поверхности.

 Рисунок 8. Типичное заканчивание скважины с потоком газа – Подъемная скважина, показывающая конфигурацию обсадной колонны- эксплуатационная НКТ-хвостовик-пакер, с Kick-Off

ДРОСТЕЛЬНИКИ и последнее рабочее отверстие [10 ]

Существующая фонтанирующая скважина может быть выбрана в качестве подходящего кандидата для преобразования в газлифтную скважину в будущем. Для достижения оптимальной производительности во время завершения работ на заранее определенном расстоянии над насосно-компрессорной трубой / хвостовиком / пакером устанавливается одиночный клапан GLV или дроссельная заслонка, чтобы обеспечить приток из нефтедобывающей зоны. В фонтанирующей скважине пусковые оправки могут быть не установлены, поскольку поток можно преобразовать в газлифт, пока скважина находится в естественном режиме. Типичное поверхностное давление газлифта находится в рабочем диапазоне примерно 500–2500 фунтов на квадратный дюйм (3,4–17,2 МПа). Газлифтные установки обычно включают в себя модульные блоки, состоящие из группы установок от 5 до 25 скважин, получающих сжатый газ от соответствующей компрессорной станции, коллекторов нагнетания газа и коллекторов добычи нефти/газа. Было процитировано много комментариев, касающихся дебита нефти, Qo и связанных с ними «градиентов потока» GOR/CIG/GLR (psi/ft, кПа/м), которые необходимы для надлежащей работы газлифта. Дополнительная информация о потоке многофазного флюида будет рассмотрена в Части II этой серии.

III.C) Важные параметры текучей среды в типичном газлифтном режиме резервуар с нефтью при определенном давлении и температуре. Этот газ высвобождается при транспортировке пластового флюида на поверхность. Количество протекающего свободного газа будет зависеть от дебита нефти. Важно отметить, что добыча нефти в колонне насосно-компрессорных труб не является фактическим Qo STB, которое должно быть доставлено при стандартных условиях (14,7 фунтов на квадратный дюйм, 60 ºF; 101,3 кПа, 15 °C). Объемный коэффициент нефтеносного пласта, Bo (барр./STB), также играет важную роль в растворенном газе, высвобождаемом давлением и температурой потока. Информация Бо обязательно изотермическая, заданная при температуре продуктивного пласта. Видно, что начальные значения Boi увеличиваются с уменьшением давления скважинных флюидов выше давления насыщения, BPP, при пластовой температуре. Следовательно, для этих недонасыщенных пластовых флюидов начальные значения Bo больше 1 из-за сжимаемости пластового флюида выше точки насыщения (BPP) и обычно находятся в диапазоне от 1,2 до 1,6 (приблизительно). Когда достигается давление насыщения Ps, Bos (насыщение) достигает своего максимума, и газ высвобождается при снижении давления. Bo уменьшается до значения, равного единице (1) при стандартных условиях, когда масло находится в условиях складского резервуара. При давлениях потока выше давления насыщения нефтью растворенный газ в НКТ не образуется. При давлениях ниже давления насыщения, Ps, скорость потока растворенного газа будет зависеть от (Rsi – Rs), начального растворенного газа, Rsi минус существующий Rs при напорном давлении в (ст. куб. фут/стб, м ³ станд./м ³ ), или свободный газ, протекающий вместе с нефтью. Последующие значения (Boi – Bo) напрямую связаны со значениями (Rsi-Rs). Поскольку давление потока и температура снижаются на его пути к поверхности, общий коэффициент подъема газа (GLR) (SCF/STB, станд. м ³ /STm ³ ) представляет собой общий газовый фактор испаренного раствора, а скорость закачанный попутный газ CGI. Oil Flow и GLR добываются на существующих наземных объектах. Довольно сложно получить соответствующие значения Bo, Rs при различных температурах, так что в лучшем случае информация о потоке нефти/газа является ценной оценкой. Этот подход хорошо зарекомендовал себя как при проектировании, так и при эксплуатации газлифтных скважин на месторождении.

III.D) Типовая модульная установка с указанием расположения важных объектов для размещения газлифтных скважин на месторождении  

Понятно, что общий газовый фактор не высвобождается в процессе газлифтного газа. По мере изменения давления и температуры будут меняться и расходные объемы протекающей нефти и газа.

Применение обоих терминов для жидкости Bo и Rs значительно помогает в точной оценке конечных объемов нефти/газа, поступающих в приемный сепаратор и нефтехранилища. Они предназначены для обработки прогнозируемого потока нефти и газа GLR. Сумма двух (2): закачиваемого газа в обсадной колонне (CGI) и потока газа в пласте, газового фактора, которые связаны с Bo и Rs, составляет конкретный GLR для скважины-кандидата. Каждая скважина в модуле является отдельным игроком и должна быть направлена ​​на интегрированный «Производственный коллектор».

Добытая нефть и суммарный газ направляются в коллекторы добычи, промысловые сепараторы, хранилища, а затем на выпуски товарного газа. Оставшийся «закачиваемый газ из обсадной колонны» отделяется на объекте и направляется на компримирование для подачи газлифтного закачиваемого газа (ПГ) обратно в нагнетательные/добывающие скважины. Рисунок 9 [11] суммирует в модульном отображении основные места и функции, связанные с упомянутой закачкой газлифтного газа, добычей нефти и газа, разделением добываемого потока на нефтехранилища, продажей сжиженного нефтяного газа и газлифтным газом. измерения и рекомпрессии.

Рисунок 9. Интегрированная модульная производственная установка для Один скважиан Восстановление. [11]

 Рисунок 10 [12] представляет собой простой полевой вид работающей газолифтной скважины. Как уже говорилось в отношении эксплуатации скважины, профиль ее поверхности довольно прост в установке и эксплуатации. Показано:

— Hellhead

— Основной клапан

— Впускной клапан (инъекционный газ)

— Газовая линия

— выходной клапан (нефть/формация/кожух инъекционного газа (CIG))

— Линия продажи

— 2 Перепрокат давления в ручке (оборудование и мониторинг труб)

— Датчик давления в трубке

— Датчик давления корпуса

Рисунок 10. Типичный газ — подъемная скважина, показывающая все соответствующие  соединения [12]

Резюме

В этой Части 1 представлена ​​первоначальная серия газлифтов, и были предприняты усилия, чтобы обеспечить первоначальную ориентацию в отношении важной истории газлифта, исходной информации, первоначальных производственных усилий. , компоненты газлифта и критерии проектирования. Следующее резюме охватывает эти усилия. Добыча нефти и газа уже более 160 лет является неотъемлемой частью мировой экономики, основанной на энергетике. Механизированная добыча применяется примерно в 50 % этих скважин. На газлифтные установки приходится около 10 % всех применений механизированной добычи, при условии, что в них включены отбойные скважины (менее 10 баррелей в сутки), или около 50 000 действующих газлифтных скважин в США.

  Улучшения в новых конструкциях GLV были реализованы после 1940-х годов. Однако во всех применениях GL давление и объем впрыскиваемого газа было трудно контролировать из-за ограниченности численных моделей, доступных для прогнозирования «ХАРАКТЕРИСТИК ДРОССЕЛЬНОЙ ЗАСЛОНКИ» клапанов. Фортунати в 1972 году [4] был основоположником этой концепции, и его теория была применена и подтверждена

Поскольку природный газ обладает важными физическими свойствами, различиями по сравнению с плотностью нефти и вязкостью при любом давлении и температуре. Нагнетание Газ закачивается в кольцевое пространство НКТ через ряд «пусковых» (инициирование потока в скважине) оправок, содержащих соответствующий GLV, или стоячих GLV в нижней части колонны насосно-компрессорных труб. Оправка представляет собой отдельную секцию эксплуатационной колонны насосно-компрессорных труб с вставкой выбранного GL. Глубина и пропускная способность каждого MANDREL/GLV заранее определяются на основе IPR пласта, плотности нефти и газового фактора, а также физических свойств газа для закачки газлифта. Правильно спроектированная и завершенная газлифтная скважина имеет специальную конструкцию обсадной колонны/трубопровода/хвостовика/пакера с газлифтными ОПРАВКАМИ, установленными на заданной глубине в эксплуатационной колонне НКТ для «застойной скважины».

Газонефтяной коэффициент раствора, Rs (газовый фактор в SCF/STB) представляет собой газ, который пластовая нефть имеет в растворе в нефтяном пласте при определенном давлении и температуре. Этот газ высвобождается при транспортировке пластового флюида на поверхность. Количество протекающего свободного газа будет зависеть от дебита нефти. Объемный коэффициент нефтеносного пласта, Bo (барр./STB), также играет важную роль в растворенном газе, высвобождаемом давлением и температурой потока.

Чтобы узнать больше о подобных случаях и о том, как минимизировать эксплуатационные проблемы, предлагаем посетить наши G4 (подготовка и переработка газа) ; ALS-системы искусственного подъема; ГЛИ- Газлифт; CAW — Курсы по заканчиванию и капитальному ремонту скважин.

Благодарность:

Автор выражает признательность эксперту и ценный вклад в этот документ от г-на Уэса Райта , старшего инструктора PetroSkills/JMC. Его четкое знание предмета и ясность выражения относительно всех аспектов системы газлифта были неотъемлемой частью этой презентации.

Ссылки:   

1. Hullio, et.al; Проектно-экономическая оценка УЭЦН и газлифта на бездействующей нефтяной скважине. Междунар. Журнал современной техники и технологий. ноябрь 2018 г.

2. Clegg, et.al.; Относительная частота различных типов методов механизированной добычи: 1993.

3. Gilbert, W.E. (Характеристики фонтанирующих и газлифтных скважин. API Drilling Production Practice 20:126–157, 1945)

4. Фортунати, Ф.; Двухфазный поток через устьевые дроссели. Бумага SPE 3742, 1972

5. Эшфорд, Пирс, Определение многофазных перепадов давления и пропускной способности в забойных предохранительных клапанах, JPT, сентябрь 1974 г.

6. Система оптимизации газлифта – Symantic Scholar (Economides 1994)

Газлифтная система; Нефтяная и нефтехимическая журнал Engr Journal 4 августа 2017 г.

8. SBRO-DVX ^TM -боковой карман GSS-Lift Mandrel, 2021 ⁰²²²

9. К.Л. Decker , SPE, Decker Technology. Статья прошла рецензирование и опубликована в журнале SPE Production & Operations

за февраль 2018 г. PhD Texas Tech – 2011

11. Parveen Industries Pvt Ldt. – Газлифтное оборудование

12. Газлифтная система PCS Ferguson Opti-Flow®. Руководство по поиску и устранению неисправностей газлифта

13. ReasearchGATE ^TM , 2021

Установка газовой стойки | Узнайте больше сегодня в Депо поддержки лифтов

Чтобы открыть капот, багажник, заднюю дверь или люк автомобиля, нужно просто приложить небольшое усилие пальцами. Но как вы можете легко поднять такой тяжелый кусок металла? Ответ кроется в тех опорах подъема поршня, которые вы видите по обеим сторонам задней двери. Они также известны как подъемные стойки или газовые стойки, и они значительно облегчают открытие капота или задней двери.

Без подъемных опор на багажнике или капоте вашего автомобиля было бы утомительно поднимать его при погрузке или разгрузке груза. Кроме того, если вы отпустите капот или багажник в открытом состоянии, они упадут на кузов вашего автомобиля, что может привести к повреждению. Обеспечение бесперебойной работы ваших подъемных опор каждый раз жизненно важно для обеспечения легкого и удобного подъема и закрытия ваших бортов.

Ниже представлено пошаговое руководство по установке газовой стойки с когтями, которое поможет вам сделать это самостоятельно в безопасности вашего дома.

Основы установки, которые вы должны знать

• Подъемные опоры следует заменять одновременно, чтобы обеспечить надежную работу и предотвратить скручивание из-за неравномерной нагрузки.
Подъемные опоры
• легко устанавливаются за считанные минуты и не требуют специальных инструментов.
• Все точки соединения и шарниры стоек должны быть должным образом проверены на предмет возможного износа. Их следует заменить или отремонтировать перед установкой газовой стойки.
• Прежде чем приступить к демонтажу старых газовых амортизаторов, проверьте опорные фитинги, чтобы убедиться, что компоненты, которые необходимо использовать повторно, находятся в хорошем состоянии.

Подберите подходящие подъемные опоры для замены

Установка распорки может быть простым процессом, независимо от вашего уровня опыта. Но вам нужен правильный тип сменных стоек для вашей марки и модели автомобиля. Прежде чем заказывать замену, проверьте имеющиеся стойки на наличие важных деталей или обратитесь к руководству по эксплуатации вашего автомобиля, чтобы ознакомиться с подробными рекомендациями по замене.

Вот некоторые детали, которые вы должны иметь в виду:

• Общая длина газовой стойки от центра до центра (расширенная)
• Номинальное давление газовых стоек
• Тип концевых фитингов газовой стойки
• Год, марка и модель вашего автомобиля

Пошаговый процесс установки газовой стойки

Необходимые инструменты

• Отвертка с плоской головкой
• Новые подъёмные опоры
• Стойка для поддержки задней двери
• Защитные очки и перчатки

Поддержите капот, багажник или заднюю дверь

Из соображений безопасности рекомендуется поручить кому-нибудь держать капот, заднее стекло, люк или багажник открытыми при замене подъемных опор. Если вы один, вы можете использовать крепкую опорную палку, чтобы закрепить капот, багажник или заднюю дверь автомобиля. Это может быть кусок дерева или трубы. Убедитесь, что он надежно закреплен, чтобы избежать травм.

Проверка торцевых соединений

Прежде чем снимать старые подъемные опоры, осмотрите концевые соединения сменных стоек и сравните их с соединениями вашего автомобиля, чтобы убедиться, что они такие же. Кроме того, проверьте правильность общей длины при полностью выдвинутых стойках. Это очень важно для обеспечения правильной установки газовой стойки.

Снятие подъемных опор

Не снимайте две газовые стойки одновременно. Начните с одного и замените его, а затем удалите другой и замените его. Чтобы снять кулачковые подъемные опоры, используйте отвертку с плоской головкой, чтобы снять удерживающие зажимы стойки. Медленно поднимите зажимы и оттяните стойку от автомобиля, она должна освободиться. Снимите зажимы осторожно, чтобы обеспечить безопасность.

• Для подъемных опор со съемными шаровыми соединителями снимите старую стойку, поддев стопорное кольцо, защитный замок, кольцо или колпачок.
• Для подъемных опор с петлевыми соединителями отвинтите крепежный болт или снимите стопорную скобу.
• Для подъемных опор с петлевыми соединителями со стопорной скобой просто снимите стопорную скобу.
• Для подъемных опор с пазовыми соединителями с замочной скважиной сдвиньте подъемную опору так, чтобы замочную скважину можно было легко снять с монтажной шпильки. С этими вариантами установка газовой стойки будет проще.

Установка сменной стойки

Сняв опору подъемника с одного конца, вы можете установить сменную стойку на свой автомобиль. Для этого сначала начните с конца вала (тонкий конец). Аккуратно используйте пальцы, чтобы немного надавить, поместив шаровую опору стойки на шаровой шарнир. Стойка должна встать на место. Как только оба конца окажутся на шаровых шпильках, вы должны слегка потянуть за стойку, чтобы убедиться, что она надежно прикреплена к вашему автомобилю.

Повторите процесс снятия и установки подъемной опоры для другого конца. Установка газовой стойки — это довольно простой процесс, который может сделать каждый с помощью этих простых инструкций.

Выберите лучшие подъемные опоры

Лучшие подъемные опоры отличаются высоким качеством, дизайном и стандартами долговечности. Они поставляются с превосходным покрытием штока, которое увеличивает срок службы уплотнения, высокопрочным поршневым уплотнением, заполненным газом высокого давления для плавного хода и цилиндром высокого давления со стальным корпусом для максимальной долговечности. На складе поддержки подъемников мы предлагаем вам подъемные опоры ведущих производителей, на которые вы можете положиться при замене.

Покупайте сегодня на складе поддержки лифтов. У нас есть более 6000 продуктов и данные за более чем 15 лет, что позволяет легко подобрать именно тот продукт, который вам нужен. Свяжитесь с нами, чтобы получить персональное обслуживание один на один и ограниченную пожизненную гарантию на каждую покупку.

Примечание к детали:
Из-за острого шага некоторых подъемных опор используется этот крюкообразный конец. Он предназначен для поворота вместе с рощей. Пожалуйста, просмотрите фотографии ниже. Изображение ниже относится к следующим номерам деталей: 4032, 4256, 4257, 6303, 6303Kit3, 6406,6607, PM1008, PM3000, PM3025 и SG314021

Основное руководство по плунжерным подъемникам от Lease Pumper

За последнее десятилетие использование плунжерных подъемников резко возросло; что, в свою очередь, привело к увеличению добычи нефти. Другие вклады включали: улучшенные компьютеры и технологии, надежность оборудования и другие альтернативы услугам. Операторы по аренде могут найти плунжерные подъемники с простыми схемами для более сложных вариантов, управляемых компьютером. Чтобы узнать немного больше об этих популярных устройствах, ознакомьтесь с основными сведениями о плунжерных подъемниках.