История освоения шельфовых месторождений и развитие технологий разработки морского бурения

Август 19, 2022

Главная
Разное
История освоения шельфовых месторождений и развитие технологий разработки морского бурения

Содержание

2. МИРОВОЙ КОНТИНЕНТАЛЬНЫЙ ШЕЛЬФ (ГОЛУБОЕ ПОЛЕ ВОКРУГ КОНТИНЕНТОВ)
3. ЮРИДИЧЕСКИЙ КОНТИНЕНТАЛЬНЫЙ ШЕЛЬФ
4. Установка для бурения скважин в Древнем Китае (из книги “В глубь Земли”)
5. Нефтяные колодцы на берегу Биби-Эйбата. Поднятие нефти ручным воротом в XIX веке на месторождении Биби-Эйбат
6. Нефтяные скважины на месторождении Биби-Эйбат в XIX веке
7. Первый в России нефтепровод Балаханы – Черный город
8. Ощутимый толчок развитию вращательного бурения придали только поиски нефти. Кстати, основоположником нефтедобычи можно считать Российскую империю.
9. Баку Нефтяные камни
10. Советская Венеция
15. Первые работы на воде в США Озеро Гранд Лейк штат Огайо 1894 г.
16. Судно для водного строительства
17. Мексиканский залив
18. OIL-AND-GAS POOL OF THE GULF OF MEXICO
20. Северное море North Sea
21. В 1960-х гг., произошел раздел Великобритании пришлось 46 % всей площади шельфа Норвегии – 27 %,
22. Схема расположения месторождений нефти и газа южной части акватории Северного моря
23. Схема расположения месторождений нефти и газа северной и центральной части акватории Северного моря
24. Вьетнамский шельф Карта шельфа Вьетнама с расположением месторождений углеводородов (Арешев, 2003): 1 – зоны спрединга; 2
25. Каспийское море и его богатства. I – месторождения нефти и газа, открытые за последние годы и
26. Моря на территории Российской Федерации
29. Северо-Каменномысское месторождение – первое на шельфе Обской губы! ПЕРСПЕКТИВНЫЕ ДЛЯ ОСВОЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЯ начало обустройства - 2011
31. СОВРЕМЕННЫЕ ПЛАВУЧИЕ МОРСКИЕ СООРУЖЕНИЯ
32. Перечень всех морских сооружений
33. Стационарные платформы а б в
34. Одноколонные платформы
35. НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩАЯ ПЛАТФОРМА ГРАВИТАЦИОННОГО ТИПА НА САХАЛИНЕ
36. Лун-а гравитационная платформа на сахалине
37. ТРАНСПОРТ ОПОРНЫХ КОЛОНН ДЛЯ ЛУН-2
38. Установка верхней палубы для Лун 2
39. Платформа Беркут
40. ПЛАТФОРМА ГРАВИТАЦИОННОГО ТИПА ГАЛЛФАКС СЕВЕРНОЕ МОРЕ
41. ПЛАТФОРМА ГАЛЛФАКС
42. СОВРЕМЕННЫЙ МОРСКОЙ КОМПЛЕКС ПО ДОБЫЧЕ УГЛЕВОДОРОДОВ
44. ТРОЛЛ
46. САМОПОДЪЁМНАЯ БУРОВАЯ УСТАНОВКА
47. Самоподъёмная буровая установка Астра компании лукойл на Каспии
49. СПБУ ООО Газпром добыча ЯМБУРГ
50. Судостроительная вервь и готовые самоподъёмные платформы
51. Полупогружные платформы
53. ППБУ ДЛЯ ШТОКМАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
54. Буровая платформа на киринском месторождении ( САХАЛИН)
55. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ПЛАТФОРМА СПАР ДЛЯ ШТОКМАНА
56. СОВРЕМЕННЫЕ ПЛАТФОРМЫ СПАР
58. Самая большая в мире самоходная нефтедобывающая платформа «Eirik Raude» Высота - 122 м; Длина - 119
60. Отгрузочный терминал в Варондей море
61. Платформа Приразломное
62. ООО «Газпром нефть шельф» генеральный заказчик, координатор работ Технические характеристики: длина на уровне днища кессона...………………………. 126
63. 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 7 Проект Приразломное нефтяное месторождение
65. Проект Приразломное нефтяное месторождение
67. Проект Приразломное нефтяное месторождение
69. МОРСКАЯ ЛЕДОСТОЙКАЯ ПЛАТФОРМА МОЛИКПАК (САХАЛИН-2)
70. Буровые суда
71. Морское судно с буровой установкой (строится для России)
73. Макет морского судна с буровой
74. Проведение сейсмики в морских условиях
75. Проведение сейсмики в морских условиях
76. ТРАНСПОРТ ППБУ К ТОЧКЕ БУРЕНИЯ
80. Подводный буровой комплекс
81. Компенсатор при движении буровой платформы
82. Оборудование для бурения 1-верхняя секция с отклонителем потока и шаровым компенсатором; 2- телескопический компенсатор; 3-натяжные канаты;
83. Превентор 1- пульт бурильщика; 2-пульт управления штуцерным манифольдом; 3-аккумуляторная установка; 4- гидравлическая силовая установка; 5-дистанционный пульт
84. Установка направляющей трубы
85. Подводная эксплуатация шельфовых месторождений
86. Скважины
87. Подводная добыча газа в Норвегии
88. Прокладка трубопровода
101. Ветровая нагрузка w(z) = w0cxk(z), w0 = 0,61v02; W(z) = w(z) *s(z). рн=р0с, Снеговая нагрузка. Волновая
102. Подсчет запасов объемным методом Vг- геологические запасы свободного газа в млн.м3, приведенные к стандартным поверхностным условиям
106. Текущая эксплуатация Снижение пластового давления и дебита, относительно большие диаметры лифтовых колонн не всегда обеспечивают необходимые
107. Мероприятия по поддержанию проектного уровня добычи В результате дальнейшего истощения пластовой энергии и увеличения накопления жидкости
108. Продувка ствола скважин в атмосферу На УКПГ Это наиболее часто применяемый в настоящее время способ очистки
109. ПРС (закачка жидкого ПАВ) На Комсомольском месторождении с целью интенсификации добычи газа применяются два вида технологий
110. Замена НКТ Эксплуатационные скважины восточного купола оснащены лифтовыми колоннами диаметром: 168 мм – 81 скважина, 114
111. Концентрический лифт Скважины оборудуются специальной фонтанной арматурой отечественного производства и комплексами “Smart-Skid”, поставленными канадской фирмой ZEDi
112. Плунжерный лифт Процесс удаления жидкости из газовых скважин плунжером типа «летающий клапан» (далее ЛК) заключается в
113. Достоинства метода: сравнительно низкая стоимость оборудования и работ по установке; кратное снижение количества газа на продувку
114. Подача газа в затрубное пространство В качестве одного из альтернативных мероприятий для обеспечения стабильной работы низкодебитных
115. Расчет минимального дебита газовых скважин подверженных самозадавливанию
117. Скачать презентацию

Слайд 2

МИРОВОЙ КОНТИНЕНТАЛЬНЫЙ ШЕЛЬФ (ГОЛУБОЕ ПОЛЕ ВОКРУГ КОНТИНЕНТОВ)

Слайд 3

ЮРИДИЧЕСКИЙ КОНТИНЕНТАЛЬНЫЙ ШЕЛЬФ

Слайд 4

Установка для бурения скважин в Древнем Китае
(из книги “В

глубь Земли”)

Слайд 5

Нефтяные колодцы на берегу Биби-Эйбата. Поднятие нефти ручным воротом в XIX

веке на месторождении Биби-Эйбат

Слайд 6

Нефтяные скважины на месторождении Биби-Эйбат в XIX веке

Слайд 7

Первый в России нефтепровод Балаханы – Черный город

Слайд 8

Ощутимый толчок развитию вращательного бурения придали только поиски нефти. Кстати, основоположником

нефтедобычи можно считать Российскую империю. Как свидетельствуют документы, в 1846 году в поселке Биби-Эйбат близ Баку (входившего в те годы в Российскую империю) горный инженер Семенов пробурил первую в мире скважину на нефть. Однако российские власти не придали этому факту большого значения, и слава первопроходцев чуть позднее досталась американцам

Слайд 9

Баку Нефтяные камни

Слайд 10

Советская Венеция

Слайд 11

Слайд 12

Слайд 13

Слайд 14

Слайд 15

Первые работы на воде в США
Озеро Гранд Лейк штат Огайо 1894

г.

Слайд 16

Судно для водного строительства

Слайд 17

Мексиканский залив

Слайд 18

OIL-AND-GAS POOL OF THE GULF OF MEXICO

Слайд 19

Слайд 20

Северное море North Sea

Слайд 21

В 1960-х гг., произошел раздел Великобритании пришлось 46 % всей площади шельфа

Норвегии – 27 %,
Нидерландов – 10 %,
Дании – 9 %,
ФРГ – 7 %,
Бельгии и Франции – по 0,5 %.

Слайд 22

Схема расположения месторождений нефти и газа южной части акватории Северного моря

Слайд 23

Схема расположения месторождений нефти и газа северной
и центральной части акватории

Северного моря

Слайд 24

Вьетнамский шельф
Карта шельфа Вьетнама с расположением месторождений углеводородов (Арешев, 2003): 1

– зоны спрединга; 2 – изобаты морского дна, м;
категории перспектив нефтегазоносности Меконгского НГБ: 3 – среднеперспективные; 4 – высокоперспективные; 5 – месторождения нефти

Геологический профиль шельфа Вьетнама (Арешев, 2003):
1 – геологический профиль шельфа Вьетнама, иллюстрирующий гранитоидные выступы фундамента;
2 – схематический профиль месторождения Белый Тигр

Слайд 25

Каспийское море и его богатства. I – месторождения нефти и газа,

открытые
за последние годы и утроившие запасы Каспия:
1 – Кашаган; 2 – Курмангазы;
3 – Ракушечное; 4 – им. Ю. Корчагина;
5 – Хвалынское; 6 – Ялама-Самурское;
7 – Центральное; 8 – Шах-Дениз;
II – уже разрабатываемые месторождения; они «перешли» море по подводной гряде и усеяли оба берега;
III – деление моря на сектора по серединной линии с продолженными к ней границами пяти государств;
IV – существующие нефте- и газопроводы

Слайд 26

Моря на территории Российской Федерации

Слайд 27

Слайд 28

Слайд 29

Северо-Каменномысское месторождение – первое на шельфе Обской губы!
ПЕРСПЕКТИВНЫЕ ДЛЯ ОСВОЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
начало

обустройства - 2011 г
начало добычи газа - 2018 г

Каменномысское-море
начало обустройства - 2013 г

Парусовое и Тота-Яхинское -
базовые месторождения

Слайд 30

Слайд 31

СОВРЕМЕННЫЕ ПЛАВУЧИЕ МОРСКИЕ СООРУЖЕНИЯ

Слайд 32

Перечень всех морских сооружений

Слайд 33

Стационарные платформы
а
б
в

Слайд 34

Одноколонные платформы

Слайд 35

НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩАЯ ПЛАТФОРМА ГРАВИТАЦИОННОГО ТИПА НА САХАЛИНЕ

Слайд 36

Лун-а гравитационная платформа на сахалине

Слайд 37

ТРАНСПОРТ ОПОРНЫХ КОЛОНН ДЛЯ ЛУН-2

Слайд 38

Установка верхней палубы для Лун 2

Слайд 39

Платформа Беркут

Слайд 40

ПЛАТФОРМА ГРАВИТАЦИОННОГО ТИПА ГАЛЛФАКС СЕВЕРНОЕ МОРЕ

Слайд 41

ПЛАТФОРМА ГАЛЛФАКС

Слайд 42

СОВРЕМЕННЫЙ МОРСКОЙ КОМПЛЕКС ПО ДОБЫЧЕ УГЛЕВОДОРОДОВ

Слайд 43

Слайд 44

ТРОЛЛ

Слайд 45

Слайд 46

САМОПОДЪЁМНАЯ БУРОВАЯ УСТАНОВКА

Слайд 47

Самоподъёмная буровая установка Астра компании лукойл на Каспии

Слайд 48

Слайд 49

СПБУ ООО Газпром добыча ЯМБУРГ

Слайд 50

Судостроительная вервь и готовые самоподъёмные платформы

Слайд 51

Полупогружные платформы

Слайд 52

Слайд 53

ППБУ ДЛЯ ШТОКМАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Слайд 54

Буровая платформа на киринском месторождении ( САХАЛИН)

Слайд 55

ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ПЛАТФОРМА СПАР ДЛЯ ШТОКМАНА

Слайд 56

СОВРЕМЕННЫЕ ПЛАТФОРМЫ СПАР

Слайд 57

Слайд 58

Самая большая в мире самоходная нефтедобывающая платформа «Eirik Raude»
Высота - 122

м;
Длина - 119 м; Ширина - 85 м; Водоизмещение - 52552 тонн; Судовая силовая установка - шесть дизельных двигателей «Wartsilla» мощность каждого 10200 л. с.; Скорость - 7 узлов; Экипаж - 120 человек; Порт приписки - Галифакс, Канада;

Слайд 59

Слайд 60

Отгрузочный терминал в Варондей море

Слайд 61

Платформа Приразломное

Слайд 62

ООО «Газпром нефть шельф»
генеральный заказчик, координатор работ
Технические характеристики:
длина на уровне днища

кессона...………………………. 126 м;
ширина на уровне днища кессона ..……….…………… 126 м;
высота от уровня моря (по факельной мачте), около…122 м
масса без твердого балласта около………………………117 000 т.;
с твердым балластом………………………….…… ….....506 000 т.;
количество скважин……………………………………… .36* шт.;
общая вместимость кессона……………………………..…159 890 м³ ;
объём танков хранения нефти….………………………….103 000 м³ ;
уровень добычи в сутки…………………….……………...20 863 м³ ;
Жилой модуль рассчитан на проживание….………..….200 человек;
проектный фонд скважин–36 шт.+ 4 резервные скважины
Требования к МЛСП:
устойчивость к повышенным ледовым нагрузкам;
круглогодичная эксплуатация, в т.ч. отгрузка нефти на танкер;
автономная работа;
возможность использования в последующих проектах;
безопасность персонала, технологического процесса и экологическая безопасность
.

Слайд 63

5
6
7
8
9
10
11
12
1
2
3
7
Проект Приразломное нефтяное месторождение

Слайд 64

Слайд 65

Проект Приразломное нефтяное месторождение

Слайд 66

Слайд 67

Проект Приразломное нефтяное месторождение

Слайд 68

Слайд 69

МОРСКАЯ ЛЕДОСТОЙКАЯ ПЛАТФОРМА МОЛИКПАК (САХАЛИН-2)

Слайд 70

Буровые суда

Слайд 71

Морское судно с буровой установкой (строится для России)

Слайд 72

Слайд 73

Макет морского судна с буровой

Слайд 74

Проведение сейсмики в морских условиях

Слайд 75

Проведение сейсмики в морских условиях

Слайд 76

ТРАНСПОРТ ППБУ К ТОЧКЕ БУРЕНИЯ

Слайд 77

Слайд 78

Слайд 79

Слайд 80

Подводный буровой комплекс

Слайд 81

Компенсатор при движении буровой платформы

Слайд 82

Оборудование для бурения
1-верхняя секция с отклонителем потока и шаровым компенсатором; 2-

телескопический компенсатор; 3-натяжные канаты; 4- промежуточная секция;
5-нижняя секция с шаровым и гидравлическим соединителем

Слайд 83

Превентор
1- пульт бурильщика; 2-пульт управления штуцерным манифольдом; 3-аккумуляторная установка;
4- гидравлическая

силовая установка;
5-дистанционный пульт управления;
6-шланговые барабаны
7-гиравлический спайдер;
8- верхнее соединения морского стояка;
9-телескопический компенсатор;
10-соединение ;
11- угловой компенсатор;
12- нижний узел морского стояка;
13-направляющие;
14- подводные задвижки;
15-цанговая муфта;
16- опорная плита;
17-акустический датчик;
18- плашечные превенторы;
19-штуцерный манифольд;
20-морской стояк.

Слайд 84

Установка направляющей трубы

Слайд 85

Подводная эксплуатация шельфовых месторождений

Слайд 86

Скважины

Слайд 87

Подводная добыча газа в Норвегии

Слайд 88

Прокладка трубопровода

Слайд 89

Слайд 90

Слайд 91

Слайд 92

Слайд 93

Слайд 94

Слайд 95

Слайд 96

Слайд 97

Слайд 98

Слайд 99

Слайд 100

Слайд 101

Ветровая нагрузка

w(z) = w0cxk(z),
w0 = 0,61v02;
W(z) = w(z) *s(z).
рн=р0с,
Снеговая нагрузка.

Волновая нагрузка

Слайд 102

Подсчет запасов объемным методом
Vг- геологические запасы свободного газа в млн.м3, приведенные

к стандартным поверхностным условиям ;
S- площадь газоносности, тыс. м2;
h- средневзвешенная по площади газонасыщенная мощность, м;
kп- коэффициент открытой пористости газонасыщенных коллекторов, доли ед.;
kг- коэффициент газонасыщенностипорового пространства коллекторов, доли ед.;
Рпл и Рат - начальное пластовое давление в залежи и атмосферное давление МПа.;
Zнач- начальный коэффициент сверх сжимаемости
Тпл и Тст- температура пластова и стандартная температура газа в залежи

Слайд 103

Слайд 104

Слайд 105

Слайд 106

Текущая эксплуатация
Снижение пластового давления и дебита, относительно большие диаметры лифтовых колонн

не всегда обеспечивают необходимые условия для выноса жидкости из ствола скважин.
Накопление воды приводит к увеличению фильтрационных сопротивлений, дальнейшему снижению дебита и в итоге к остановке (самозадавливанию) скважин.
Процесс обводнения скважин является одной из наиболее серьезных проблем, влияющих на продуктивные возможности скважины.

Слайд 107

Мероприятия по поддержанию проектного уровня добычи
В результате дальнейшего истощения пластовой энергии

и увеличения накопления жидкости на забоях, проблемы связанные с установлением оптимальных технологических режимов работы скважин будут усугубляться.

Применяемые методы удаления
жидкости с забоя скважин

продувка
ствола
скважины

подача газа
в затрубное
пространство

применение
пенообразо-
вателя

замена
НКТ

концентри-
ческий лифт

плунжерный
лифт

Слайд 108

Продувка ствола скважин в атмосферу
На УКПГ
Это наиболее часто применяемый в настоящее

время способ очистки забоя скважины от скопившейся жидкости. Продувки скважин в атмосферу не позволяют достичь продолжительного эффекта, до 90 % скважин, работающих в режиме самозадавливания, требуют проведения продувок с периодичностью менее 15 суток.
Продувка ствола скважин является наиболее простым с точки зрения используемого оборудования, техники и материалов мероприятием.
Недостатки:
потеря добычи газа при продувках около 12.5 млн. м3 в год;
выброс газа в атмосферу (около 18 млн. м3), плата за загрязнение окружающей среды;
работа скважин при продувке с дебитом и депрессией на пласт выше допустимых.

Слайд 109

ПРС (закачка жидкого ПАВ)
На Комсомольском месторождении с целью интенсификации добычи газа

применяются два вида технологий удаления жидкости из скважины с применением жидкого ПАВ:
1 Обработка ПЗП жидким ПАВ с последующей продавкой в пласт метанола.
Технология обработки ПЗП скважины жидким ПАВ заключается в следующем: скважина отрабатывается на «факел» и останавливается, закачивается и продавливается в пласт с применением компрессора 2 м3 раствора ПАВ, затем скважина отрабатывается на «факел» в течение 12 ч и пускается в работу.
При необходимости после отработки скважины на «факел» закачивается и продавливается в пласт метанол в объеме от 3 до 5 м3.
Средний эффект от обработки жидкими ПАВ составляет 105 дней.
2 Обработка ПЗП жидким ПАВ (2 % раствор ПАВ «Морпен» на основе CaCl2 );
Принцип очистки забоя скважины – образование пены, т.е. уменьшение плотности жидкости и создание условий для её удаления
Достоинства метода:
исключение продувок газа в атмосферу;
простота применения, высокая технологичность.
Недостатки:
необходимость проведения специальных исследований для подбора работоспособной концентрации;
наличие постоянных текущих затрат;
необходимость утилизации ПАВ, попавшего в систему сбора и подготовки газа;
технология эффективна не на всех скважинах.

Слайд 110

Замена НКТ
Эксплуатационные скважины восточного купола оснащены лифтовыми колоннами диаметром: 168 мм

– 81 скважина, 114 мм – 11 скважин, 127 мм – одна скважина.
Скважины западного, северного и центрального куполов эксплуатируются по беспакерной схеме. В скважины спущены лифтовые колонны из гладких насосно-компрессорных труб 114 мм. Глубина спуска лифтовых колонн - в основном до верхних отверстий интервала перфорации.
Преимущества:
скважина не нуждается в обслуживании длительное время (на срок до нескольких лет);
обеспечение проектных депрессий на пласт, снижение пескопроявлений;
обеспечение более высокого процента извлечения газа из пласта.
Недостатки:
высокая стоимость материалов, замена возможна при КРС;
увеличение гидравлического сопротивления при движения газа по НКТ по сравнению с лифтами большего диаметра.

Слайд 111

Концентрический лифт
Скважины оборудуются специальной фонтанной арматурой отечественного производства и комплексами “Smart-Skid”,

поставленными канадской фирмой ZEDi Inc.
Эксплуатация скважины, оборудованной концентрическим лифтом, осуществляется одновременно по центральной лифтовой колонне меньшего диаметра (60мм) и межколонному пространству между центральной и основной диаметром 168 мм лифтовыми колоннами.
Установка работает следующим образом: при скорости потока газа ниже критической управляющий клапан (УК) комплекса “Smart-Skid” автоматически частично перекрывает поток газа из межколонного пространства таким образом, чтобы поток газа по центральной лифтовой колонне двигался со скоростью выше критической и обеспечивал вынос жидкости. Автоматика поддерживает оптимальный режим работы скважины.

На УКПГ

Факельная линия

Достоинства системы:
снижение до 10 раз количества газа на продувку ствола скважины, исключение потерь добычи при продувках;
исключение работы скважины с превышением допустимого дебита и депрессии на пласт;
автоматизация процесса удаления пластовой жидкости с забоя.
Недостатки:
высокая стоимость оборудования, низкая рентабельность системы (для получения разумных сроков окупаемости необходим прирост добычи газа на 42 тыс. м3/сут)
отказы оборудования при низких температурах окружающего воздуха;
не приспособленность системы к работе с пескопроявлениями (необходимость в частой замене противопесчаных фильтров)

Слайд 112

Плунжерный лифт
Процесс удаления жидкости из газовых скважин плунжером типа «летающий клапан»

(далее ЛК) заключается в периодически повторяющихся циклах спуска и подъема ЛК по колонне лифтовых труб.
Для удаления жидкости ЛК помещают в лифтовую колонну между нижним и верхним ограничителями хода плунжера. Летающий клапан состоит минимум из 2-х независимых элементов - шара (отделяемый элемент, расположен внизу) и цилиндрического корпуса (в лифтовой колонне расположен всегда над шаром).
В скважине корпус и шар один за другим (за счет избыточной массы) опускаются до нижнего ограничителя. На нижнем ограничителе корпус и шар соединяются. В результате проходное сечение для газа по трубе существенно ограничивается «летающим клапаном» и газ, поступающий в лифтовую колонну, поднимает ЛК (шар и корпус) к устью скважины.
Часть газа во время подъема проходит в кольцевом зазоре, образованном между наружной поверхностью корпуса и трубой. Во время подъема этот газ выдувает из кольцевого зазора жидкость, которая находится выше ЛК и стремится стечь по зазору вниз

Слайд 113

Достоинства метода:
сравнительно низкая стоимость оборудования и работ по установке;
кратное снижение количества

газа на продувку ствола скважины, исключение потерь добычи газа и превышения дебита и депрессии на пласт при продувках.
Недостатки метода:
низкий ресурс плунжера и шара;
высокая трудоемкость работ по установке нижнего ограничителя при отсутствии пакера или спецмуфты;
высокие требования по геометрическому совершенству фонтанной арматуры и НКТ;
невысокая сложившаяся эффективность;
нестабильная работа, частые отказы при низких температурах окружающей среды.

Плунжерный лифт

Слайд 114

Подача газа в затрубное пространство
В качестве одного из альтернативных мероприятий для

обеспечения стабильной работы низкодебитных скважин предлагается закачка в затрубное пространство газа, подаваемого с выхода ДКС.
Суть технологии заключается в увеличении скорости движения газа по НКТ за счет подачи газа высокого давления в затрубное пространство.
Преимущества технологии:
в скважине отсутствуют подвижные элементы;
установка практически не требует обслуживания;
высокая достигнутая эффективность.
Недостатки:
невозможность использования при наличии пакера;
высокая чувствительность к давлению газа подаваемого по шлейфу на закачку;
изменение обвязки устья скважины для реализации технологии;
подогрев подаваемого с ДКС газа с использованием устьевого подогревателя газа в зимнее время;
высокая стоимость СМР для скважин оборудованных одним шлейфом.

Слайд 115