Оборудование для фонтанной и газлифтной эксплуатации

Реферат
Содержание скрыть

Оборудование для эксплуатации скважин фонтанным способом

, бескомпрессорным и компрессорным газлифтом, штанговыми скважинными насосами с механическим или гидравлическим приводом, бесштанговыми насосами — гидропоршневыми, центробежными и винтовыми электронасосами. Кроме того, для эксплуатации скважин, пробуренных на несколько горизонтов, применятся комбинированное оборудование, позволяющее эксплуатировать одной скважиной разными способами отдельно каждый из разрабатываемых горизонтов. Эксплуатация таких скважин называется совместно-раздельной.

Каждый способ эксплуатации имеет свою рациональную область применения, которая соответствует минимальным затратам энергии на подъем жидкости из скважин. Границы этой области определяют на основе, прежде всего, экономической эффективности данного способа эксплуатации и оборудования для эксплуатации конкретной скважины с учетом технических возможностей способа эксплуатации и влияния на эффективность глубин скважин, диаметров эксплуатационных колонн, геометрических особенностей ствола скважин, дебитов, состава пластовой жидкости или газа.

Множество факторов влияет на эффективность применения того или иного способов эксплуатации приводит к практически невозможному определению границ их применения. Поэтому на практике границы этих областей перекрываются и срок службы эксплуатационных способов зависит от навыков обслуживающего промыслового персонала, уровнем его квалификации, общим техническим уровнем и организацией производства в отрасли.

Реализация фонтанного и газлифтного способов, несмотря на принципиально разные физические основы функционирования, обеспечивается одними и теми же устройствами. Общими для них являются элементы и наземного, и внутрискважинного оборудования (рис.1.1).

Это оборудование используется при эксплуатации нефтяных и газовых скважин.

В тех случаях, когда после фонтанного способа эксплуатации предполагается вести добычу газлифтным способом, в скважину предварительно спускают газлифтное оборудование, отдельные элементы которого настроены на фонтанирующий режим. А затем эти элементы заменяются на предназначенные для работы в режимы газлифта. При этом перевод работы скважины с одного режима на другой происходит без ее остановки и замены внутрискважинного оборудования.

Оборудование для фонтанной и газлифтной эксплуатации 1

Рис. 1 Схема комплекса для фонтанной эксплуатации (КПГ)

1.1. Наземное оборудование

7 стр., 3246 слов

Эксплуатация скважин с применением штанговых скважинных насосных установок

... Оборудование для эксплуатации скважин этим способом включает (рис. 1): штанговый глубинный насос 19, систему насосно-компрессорных труб 17 и штанг 18, на которых насос подвешивается в скважине, приводную часть индивидуальной штанговой установки ... их финансирования. 1. Область применения штанговых скважинных насосных установок (УШСН). Две трети фонда (66 %) действующих скважин стран СНГ (примерно 16,3 ...

.1.1 Фонтанная арматура

Фонтанная арматура (рис.1.1) выполняет несколько функций, главные из которых: удержание на весу колонны НКТ, спущенной в скважину герметизация затрубных пространств и их взаимная изоляция; обеспечение возможности регулирования режима работы скважины в заданных пределах, непрерывности ее работы и исследования скважины путем измерения параметров ее работы, как внутри самой скважины, так и на поверхности.

Рис схема комплекса для фонтанной эксплуатации кпг  1

Рис. 1.1Фонтанная арматура АФК5:

1 — кран пробковый проходной КППС; 2 — крестовина елки; 3 — крестовина трубной головки; 4 — фланец колонный.

ФА изготовляется по ГОСТу 13846-89 (табл. 1) и состоит из множества элементов (Схема 1).

Таблица 1 ГОСТ 13846-89: Основные параметры фонтанных арматур.

Условный проход, мм

Рабочее давление, МПа

Ствола елки

Боковых отводов елки

Боковых отводов трубной головки

50

50

50

14, 21, 35, 70, 105

65

50, 65

80

50, 65, 80

50, 65

14, 21, 35, 70, 105, 140

100

65, 80, 100

150

100

21

Схема 1. Фонтанная арматура

Рис фонтанная арматура афк  1

Отказы, а тем более разрушение фонтанной арматуры приводят не только к нарушению эксплуатации скважины, но и к авариям, открытому фонтанированию.

АФК6В-80х35К 2

Расшифровка: фонтанная арматура с подвеской НКТ на резьбе переводника трубной головки, изготовленная по схеме 6 с дистанционным управлением задвижек, с условным проходом по стволу 80 мм на рабочее давление 35 МПа для коррозионной среды с содержанием H 2 Sи CO2 до 6%.

Трубная головка монтируется непосредственно на колонной головке и предназначается для подвески одной или нескольких колонн НКТ и герметизации на устье межтрубных пространств. Трубная головка должна обеспечивать проход жидкости или газа в межтрубные пространства, а также позволяет контролировать давление в них и выполнять необходимые исследования скважины. Колонны подъемных труб подвешивают к трубной головке на резьбе либо на муфте.

Рис фонтанная арматура афк  2

Рис. 1.2 Этапы совершенствования оборудования для эксплуатации скважин фонтанным способом: 1 — манометр «буферный»; 2 — задвижка; 3 — штуцер-дроссель; 4 — фонтанный подъемник; 5 — трубная головка фонтанной арматуры; 6 — елка фонтанной арматуры; 7, 8 — тройник; 9 — манометр; 10, 11 — задвижка; 12, 14 — задвижки-дублеры; 13 — задвижка стволовая; 15 — пакер

Рис фонтанная арматура афк  3

Рис. 1.3 Типовые схемы фонтанных елок

.1.2 Запорные и регулирующие устройства

К запорным устройствам относятся краны (рис. 1.4) и задвижки (рис.1.5, 6) для перекрытия или открывания каналов арматуры и манифольда. К регулирующим — сменные штуцеры и вентили для изменения дросселированием расхода пластовой жидкости или газа.

Рис типовые схемы фонтанных елок 1

Рис. 1.4 Кран пробковый проходной КППС:

1 — рукоятка; 2 — нажимной болт; 3 — обратный клапан; 4 — корпус;

  • конусная пробка; 6 — винт.

Арматура фонтанирующих скважин находится в наиболее сложных условиях эксплуатации. Запорные устройства находятся под воздействием давления в 70-100 МПа, пропускают через себя тысячи тонн агрессивных жидкостей, температуры в 200-250 о С, когда снаружи температура опускается ниже -50 о С. В подобных случаях работают штуцеры (рис.1.7).

В условном обозначении крана указывается:

  • КППС — кран пробковый проходной со смазкой;
  • первое число — условный проход в мм;
  • второе число — рабочее давление;
  • ХЛ — климатическое исполнения для холодной зоны.

КППС-65х140ХЛ

Расшифровка: кран пробковый проходной, со смазкой, с условным проходом 65 мм, на рабочее давление 14 МПа, для холодной климатической зоны.

Типовые размеры кранов и задвижек указаны в табл.2.

Таблица2Типоразмеры и параметры запорных устройств

Шифр

Управление

Габариты, мм

Масса в собранном виде, кг

Длина L

Ширина B

Высота Н

КППС-65Х140

Ручное

350

205

430

55

ЗМС1-100Х200

Ручное

510

450

1150

228

ЗМС1-100АХ210К2

Автоматическое

510

295

1320

325

ЗМС1-100АХ210К2

Дистанционное

510

295

1320

305

ЗМАДП-50Х700К2

Пневматическое

500

355

1065

243

ЗМ-50Х700

Ручное

500

355

890

156

В условном обозначении задвижки указывается:

  • ЗМ — задвижка с уплотнением шибера «металл по металлу»;
  • С или А с уплотнительной смазкой и подачей ее принудительно или автоматически;
  • 1 или Д — модификация задвижки (одно- или двух- шиберная);
  • Б — исполнение корпуса задвижки бесфланцевое (при фланцевом буква не пишется);
  • П — дистанционное управление;
  • А — автоматическое исполнение;
  • первое число — диаметр условного прохода в мм;
  • второе число — рабочее давление;
  • исполнение по коррозионной стойкости аналогично фонтанной арматуре.

ЗМАД-50х700К2

Расшифровка: задвижка с уплотнением «металл по металлу», с автоматической подачей смазки, с двухпластинчатым шибером, условным проходом 50мм, на рабочее давление 70 МПа, для содержания H 2 Sи CO2 до 6%.

Рис кран пробковый проходной кппс  1

Рис. 1.5 Прямоточная задвижка ЗМС1 с ручным управлением:

1 — корпус; 2 — седло; 3 — шпиндель; 4 — маховик; 5 — гайка регулировочная; 6 — гайка ходовая; 7 — крышка шпиндельная; 8 — крышка подшипника; 9 — гайка нажимная; 10 — кольцо нажимное; 11 — манжета; 12 — кольцо опорное; 13 — крышка; 14 — пружина тарельчатая; 15 — клапан нагнетательный; 16 — клапан разрядный; 17 — шибер.

Задвижки данного типа изготовляются с условным проходом 65, 80, 100 и 150 мм на рабочее давление 21 и 35 МПа. Герметичность затвора обеспечивается созданием необходимого удельного давления на уплотняющих поверхностях шибера и седел. Предварительное удельное давление создается тарельчатыми пружинами. Герметичности способствует уплотнительная смазка ЛЗ-162 или «Арматол-238», которая подается через нагнетательный клапан.

Исполнение корпусов задвижек с проходом 100 и 150 мм может быть как фланцевым, так и бесфланцевым.

Задвижки типа ЗМС1 с дистанционным и автоматическим управлением имеют проводную часть, которая состоит из пневмоцилиндра с поршнем, соленоидных клапанов, систем воздухопроводов.

Рис. 1.6 Прямоточная задвижка ЗМАД с ручным управлением:

1 — корпус; 2 — щека; 3 — шпиндель; 4 — клапан обратный; 5 — гайка ходовая; 6 — маховик; 7 — винт; 8 — кожух; 9 — крышка подшипника; 10 — масленка; 11 — подшипник; 12 — сальник; 13 — корпус сальника; 14 — поршенек; 15 — канавка кольцевая; 16 — плашка; 17 — шток уравновешивающий.

Рис прямоточная задвижка змад с ручным управлением  1

Рис. 1.7 Регулируемый дроссель на рабочее давление 35 МПа:

1 — шпиндель; 2 — корпус насадки.

1.1.3 Фланцевые соединения

Наиболее распространено соединение узлов и деталей арматуры с помощью фланцев. При фланцевом соединении арматуры уплотнение осуществляется в большинстве случаев металлическим кольцом овального или восьмиугольного сечения. Эластичные, неметаллические уплотнения широко применяются в поверхностных соединениях системы сбора и подготовки нефти.

Рис регулируемый дроссель на рабочее давление мпа  1

Рис. 1.8 Расчетная схема фланцевого болтового соединения

Усилие, действующее на кольцо, не должно приводить к его остаточным деформациям.

1.2 Внутрискважинное оборудование

При эксплуатации скважин фонтанным способом приходится подавать в полость НКТ ингибиторы, выполнять операции, связанные с поддержанием ее в работоспособном состоянии, при необходимости глушить скважину, пускать ее фонтанный режим работы и т.п. Для этого используется набор устройств, которые монтируются в скважине и на колонне НКТ. К ним относятся: клапаны-отсекатели, устройства для их установки и фиксации, скважинные камеры, ингибиторные клапаны, циркуляционные клапаны, устанавливаемые в скважине камеры и монтируемые на колонне НКТ, приемные клапаны, глухие пробки. Кроме того, в состав внутрискважинного оборудования входят разъединитель колонны, телескопическое соединение и пакеры и якори.

1.2.1 Насосно-компрессорные трубы

Из насосно-компрессорных труб (НКТ) составляются колонны, спускаемые в скважину.

Колонны НКТ служат для следующих целей:

подъема на поверхность отбираемой из пласта жидкости, смеси одной жидкости и газа или одного газа.

подачи в скважину жидкости или газа (осуществления технологических процессов, интенсификации добычи или подземного ремонта);

  • подвески в скважине оборудования;
  • проведения в скважине ремонтных, в том числе бурильных, работ.

Все размеры насосно-компрессорных труб указаны ГОСТом 52203-2004 (табл. 1.2.1-5).

Таблица 1.2.1 Сортамент труб. ГОСТ 52203-2004

Рис расчетная схема фланцевого болтового соединения 1

Рис расчетная схема фланцевого болтового соединения 2

Рис расчетная схема фланцевого болтового соединения 3

Рис расчетная схема фланцевого болтового соединения 4

Рис расчетная схема фланцевого болтового соединения 5

1.2.2 Пакеры

Пакеры (рис. 1.9-10) служат для разобщения частей ствола скважины по вертикали и герметизации нарушенных участков обсадной колонны, для разобщения зон затрубного пространства, расположенных выше и ниже пакеров. Их применяют в обсадной (эксплуатационной) колонне нефтяных, газовых и нагнетательных скважинах при их эксплуатации, ремонте. Перепады давления, воспринимаемые пакерами, находятся в интервале от 5 до 70 МПа. Температура окружающей среды при эксплуатации скважин может изменяться от 20 до 100°С, а при тепловом воздействии на пласт достигает в некоторых случаях 300-400 °С. Сортамент пакеров представлен в табл. 1.2.6

Пакер типа ПН-ЯМ (рис. 1.10) предназначен для разобщения пространств эксплуатационной колонны нефтяных и газовых скважин и защиты ее от воздействия пласта, состоит из уплотнительного устройства, плашечного механизма и фиксатора типа байонетного замка. На стволе пакера свободно насажены конус и уплотнительные манжеты. Плашки входят в пазы плашкодержателя и прижимаются к конусу за счет усилия пружин плашкодержателя. Корпус фонаря соединен с замком, имеющим фигурный паз, в котором может перемещаться палец, связанный со стволом. Посадка пакера проводится путем приподъема труб на величину, необходимую для создания на пакер расчетной осевой нагрузки, поворота его на 1,5-2 оборота вправо и затем спуска труб вниз. Благодаря трению башмаков о стенку эксплуатационной колонны обеспечивается неподвижность корпуса фонаря и плашек. Палец при повороте скользит по фигурному пазу и опускается вниз совместно со стволом.

Рис расчетная схема фланцевого болтового соединения 6

Рис. 1.9 Конструкция пакера ПН-ЯГМ:

1 — муфта; 2 — упор манжет; 3 — манжета; 4 — ствол; 5 — обойма; 6 — конус; 7 — шпонка; 8 — плашка; 9 — плашкодержатель; 10 — винт; 11 -кожух; 12 — поршень; 13 -корпус клапана; 14 -шарик; 15 — седло; 16 — срезной винт.

Рис конструкция пакера пн ягм  1

Рис. 1.10Конструкция пакера ПН-ЯМ:

1 — головка пакера; 2 — упор манжет; 3 — манжеты; 4 — конус; 5 — плашка; 6 — плашкодержатель; 7 — цилиндр; 8 — захват; 9 — корпус фонаря; 10 — башмак фонаря; 11 — замок, ограничивающий взаимное передвижение ствола пакера и лишних деталей: 12 — гайка; 13 — палец замка: 14 — ствол пакера.

нефть скважина оборудование фонтанный газлифтный

Пакеры делятся по следующим признакам:

1.) По способу установки:

  • С помощью хвостовика, путем его опоры на забой;
  • В переходе с одной колонны на другую;
  • За тело эксплуатационной колонны.

2.) По способу посадки:

[Г] — гидравлические; [М] — механические; [ГМ] — гидромеханические.

3.) По восприятию давления:

[В] — сверху;

[Н] — снизу;

[Д] — двойного действия.

4.) По способу снятия:

[В] — вращением; [Р] — разбуриванием; [И] — специальным

5.) По исполнению:

Коррозионностойкие:

[К1] — углекислотостойкие (СО2 не более 10% об.); [К2] — сероводородостойкие (H2 S и СО2 не более 10% об. каждого компонента); [КЗ] — сероводородостойкие (H2 S и СО2 свыше 10%, но не более 25% об. каждого компонента); [Т] — термостойкое (для рабочих сред с температурой более 150°С).

Условное обозначение пакера должно включать:

тип;

  • число проходных отверстий (для многопроходных пакеров);
  • вид по способности фиксироваться;
  • способы посадки и съема;
  • наружный диаметр;
  • максимальный перепад давления;
  • исполнение.

Например: ПВ — ЯГИ — 118/60 — 35.

Расшифровка: пакер, с восприятием давления сверху, с гидравлическим способом установки, снятие — инструментом, с якорем, внешним диаметром 118 мм, проходным сечением 60 мм, рассчитанный на давление 35 МПа.

Табл. 1.2.6 Сортамент пакеров

Параметры

Механические пакеры

Гидромеханические пакеры

ПН-М

ПН-ЯМ

ПН-ЯГМ

ПД-ЯГМ

Наружный диаметр Рабочее давление, МПа (кгс/см2) Диаметр проходного отверстия d, мм Условный диаметр эксплуатационной колонны труб, мм Диаметр присоединительной резьбы пакера, мм

94; 112; 118; 122; 132; 136; 140; 145 40; 60; 76 114; 140; 146; 168; 178 60; 73; 89

112; 118; 136 21(210) 62 146; 168

11 8; 1 22; 1 36; 140; 145 21(210) 62; 76 140; 146; 168; 178 73; 89

П р о д о л ж е н и е т а б л.

Параметры

Гидравлические пакеры

ГПД-ЯГ

ПД-ЯГ; 2ПД-ЯГ

ЦПД-ЯГ

Наружный диаметр Рабочее давление, МПа (кгс/см2) Диаметр проходного отверстия d, мм Условный диаметр эксплуатационной колонны труб, мм Диаметр присоединительной резьбы пакера, мм

112; 118; 122; 136; 140; 145 50 (500) 62; 76 146; 168; 178 73; 89

112; 118; 136; 145 35 (350); 50 (500) 50; 76; 61 146; 168; 178 60; 73; 89

136; 140; 145 35 (350) 80 168; 178

.2.3 Якори

Якори (рис. 1.11) предназначены для предотвращения скольжения скважинного оборудования внутри эксплуатационной колонны труб.

На ствол якоря ЯГ установлен конус, имеющий направляющие для плашек, вставленных в Т-образные пазы плашкодержателя. Якорь спускается в скважину на колонне подъемных труб. Заякоривание происходит при подаче жидкости в трубы под давлением.

Рис конструкция пакера пн ям  1

Рис. 1.11Якорь:

  • а — ЯГ;
  • б — ЯГ1;
  • 1 — конус;
  • 2 — ствол;
  • 3 — плашка;
  • 4 — плашкодержатель;
  • 5 — срезной винт;
  • 6 — поршень;
  • 7 — корпус;
  • 8 — муфта;
  • 9 — патрубок;
  • 10 — винт;
  • 11 — пружина;
  • 12 — планка.

Жидкость, попадая под поршень, срезает винты, перемещает плашкодержатель и плашки вверх, которые, натягиваясь на конус, расходятся в радиальном направлении и заякориваются на внутренней стенке эксплуатационной колонны труб. Якорь освобождается при подъеме колонны труб. При этом ствол движется вверх совместно с конусом, конус вытягивается из-под плашек, освобождая их.

1.2.4 Разъединители колонн

Для обеспечения возможности ремонта скважин без глушения применяются разъединители колонн (рис. 1.12).

Разъединитель позволяет поднимать колонну НКТ вместе со смонтированным на ней оборудованием, не срывая пакера.

Рис конструкция пакера пн ям  2

Рис. 1.12 Разъединитель колонны

Разъединитель колонны состоит из головки 1,верхней 2 и нижней 5 цанг, цилиндра 3 и штока 4. Колонну НКТот скважинного оборудования отсоединяют инструментом,спускаемым на проволоке или канате. Толкатель инструмента,передвигая цангу 2 вверх, отсоединяет трубы от скважинногооборудования, а двигая цангу вниз, соединяет их.

1.2.5 Клапаны-отсекатели

Для исключения открытого фонтанирования, при аварийном разрушении устьевого оборудования или во время ремонтных работ, скважины, способные фонтанировать, оборудуются клапанами-отсекателями, размещенными ниже устья скважины (рис. 1.13).

Они предназначены для разъединения нижней фильтровой части скважины от верхней части.

Рис разъединитель колонны 1

Рис. 1.13 Клапаны-отсекатели:

а — КАУ-89-350; б — КАУ-73-500; 1 — муфта; 2 — уплотнение; 3 — цилиндр; 4 — поршень; 5, 12, 19 — пружины; 6 — переводник; 7 — втулка; 8 — толкатель; 9 — корпус седла; 10 — седло; 11 — хлопушка; 13 — ось; 14 — кожух; 15 — шар; 16 — плечо; 17 — штифт; 18 — втулка; 20 — кольцо; 21 — дроссель.

В клапане-отсекателе КАУ-73-500 (рис. 1.13 б) запорным органом служит шар, присоединенный к седлу двумя плечами. При перемещении поршня совместно с седлом шар поворачивается, поскольку он связан штифтами с неподвижным кожухом. Ход поршня ограничивается упором толкателя в корпусе седла. Клапан-отсекатель типа КА (рис. 1.13 в) спускается в скважину вместе с уравнительным клапаном КУМ и замком 1ЗК, при помощи которого он фиксируется и уплотняется в посадочном ниппеле. В цилиндре клапана установлен поршень, подпираемый пружиной, сила сжатия которой регулируется кольцами. На конце поршня установлены сменный дроссель и седло, связанное плечом с шаром. Шар в цилиндре установлен на эксцентричных штифтах, входящих в пазы а. При увеличении расхода через дроссель выше заданного поршень с шаром перемещается вверх, сжимая пружину. Благодаря кинематической связи седла, шара и цилиндра шар поворачивается и закрывает проход клапана. Клапан открывается за счет усилия пружины после выравнивания давления над и под шаром при помощи клапана КУМ.

1.2.6 Циркуляционные клапаны

Циркуляционные клапаны (рис. 1.14) предназначены для сообщения и разобщения затрубного пространства с внутренней полостью подъемных труб при проведении различных технологических операций при освоении и эксплуатации скважин.

Рис клапаны отсекатели  1

Рис. 1.14 Циркуляционные клапаны КЦМ:

на рабочее давление, МПа: а — 35; б — 50; 1 — корпус; 2 — фиксатор; 3 — уплотнение; 4 — перепускное отверстие корпуса; 5 — перепускное отверстие гильзы; 6 — гильза.

1.2.7 Телескопические соединения

Телескопическое соединение (рис. 1.15) предназначено для компенсации температурных изменений длины колонны подъемных труб в скважинах.

Телескопическое соединение СТ состоит из штока 3, перемещающегося в цилиндре 1 и уплотненного в нем набором манжет 2. В двух продольных пазах штока 3 и гайки 5, соединенной с цилиндром, установлены шпонки 4, позволяющие передавать вращение от цилиндра к штоку. Характеристики телескопических соединений представлены в табл. 1.2.7.

Табл. 1.2.7

Рис циркуляционные клапаны кцм  1

2.1 Принцип действия газлифта

После прекращения фонтанирования из-за нехватки пластовой энергии переходят на механизированный способ эксплуатации скважин, при котором вводят дополнительную энергию извне (с поверхности).

Одним из таких способов, при котором вводят энергию в виде сжатого газа, является газлифт.

Рис циркуляционные клапаны кцм  2

Рис. 2.1 Газлифтная установка типа ЛН:

1 — фонтанная арматура; 2 — скважинная камера; 3 — колонна насосно-компрессорных труб; 4 — газлифтный клапан; 5 — пакер; 6 — приемный клапан; 7 — ниппель приемного клапана.

Газлифт (рис. 2.1) — система, состоящая из эксплуатационной (обсадной) колонны труб и опущенных в нее НКТ, в которой подъем жидкости осуществляется с помощью сжатого газа (воздуха).

Иногда эту систему называют газовый (воздушный) подъемник. Способ эксплуатации скважин при этом называется газлифтным.

Условные обозначения установок: Л — установка для добычи нефти непрерывным газлифтным способом; ЛН — то же, из наклонных скважин; ЛП — установка для добычи нефти периодическим газлифтным способом; первое число после буквенного шифра — условный диаметр колонны подъемных труб (в мм); буквы А, Б, В — условный наружный диаметр газлифтного клапана, равный соответственно 38, 25 и 20 мм; 210 — рабочее давление.

Л-60Б-210

Расшифровка: установка для добычи нефти непрерывным газлифтным способом, с условным диаметром колонны подъемных труб 60 мм, с наружным диаметром газлифтного клапана 25 мм и с рабочим давлением 210 МПа.

Область применения газлифта: высокодебитные скважины с большими забойными давлениями, скважины с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже давления насыщения, песочные (содержащие в продукции песок) скважины, а также скважины, эксплуатируемые в труднодоступных условиях (например, затопляемость, паводки, болота и др.).

Газлифт характеризуется высокой технико-экономической эффективностью, отсутствием в скважинах механизмов и трущихся деталей, простотой обслуживания скважин и регулирования работы.

Газлифты бывают нескольких типов: однорядные, полуторарядные, двухрядные и трехрядные (рис. 2.2).

При двухрядном подъемнике в скважину спускают два ряда концентрически расположенных труб. Если сжатый газ направляется в кольцевое пространство между двумя колоннами НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по внутренним подъемным трубам. Наружный ряд насосно-компрессорных труб называют нагнетательным, а внутренние — подъемными.

При однорядном подъемнике в скважину спускают один ряд НКТ. Сжатый газ нагнетается в кольцевое пространство между обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами, а газожидкостная смесь поднимается по НКТ, или газ нагнетается по насосно-компрессорным трубам, а газожидкостная смесь поднимается по кольцевому пространству. В первом случае имеем однорядный подъемник кольцевой системы, а во втором — однорядный подъемник центральной системы.

Рис газлифтная установка типа лн  1

Рис. 2.2 Газлифты:

а — полуторарядный; б — однорядный с рабочими муфтами; в — однорядный с газлифтными клапанами; г — трехрядный; д — двухрядный.

Газлифтная эксплуатация может быть непрерывной или периодической. Периодический газлифт применяется на скважинах с дебитами до 40-60 т/сут или с низкими пластовыми давлениями. Высота подъема жидкости при газлифте зависит от возможного давления ввода газа и глубины погружения колонны НКТ под уровень жидкости.

2.2 Внутрискажинное оборудование, .2.1 Скважинные камеры

Скважинные камеры (рис. 2.3) предназначены для посадки газлифтных или ингибиторных клапанов, глухих или циркуляционных пробок при эксплуатации нефтяных скважин фонтанным или газлифтным способами.

 внутрискажинное оборудование 1

Рис. 2.3 Скважинные камеры типовК

  • наконечник;
  • 2 — рубашка;
  • 3 — карман;
  • 4 — газоотводящий патрубок;
  • 5 — направляющая.

Условные обозначения камер: К — скважинная камера без газоотводного устройства; КН — то же, с газоотводом; КТ — без газоотвода с направлением для отклонителя ОК; первое число после буквенного шифра — условный диаметр колонны подъемных труб; буквы А, Б, В — условный наружный диаметр газлифтного клапана, равный соответственно 38, 25 и 20 мм; последняя цифра — рабочее давление.

КН-73А-210

Расшифровка: скважинная камера с газоотводом, с условным диаметром колонны подъемных труб 73 мм, с наружным диаметром газлифтного клапана 38 мм и с рабочим давлением 210 МПа.

Характеристики скважинных камер представлены в табл. 2.1.

Табл. 2.1

Рис скважинные камеры типовк 1

2.2.2 Газлифтные клапаны

Газлифтные клапаны (рис. 2.4) предназначены для автоматического регулирования поступления газа, нагнетаемого из затрубного пространства в колонну подъемных труб при добыче нефти газлифтным способом.

 газлифтные клапаны 1

Рис. 2.4 Газлифтные клапаны Г:

а — Г-20Р; б — Г-25Р; в — 1Г-25Р; г — Г-38Р; 1 — штифт; 2 — втулка; 3 — пружина; 4 — фиксатор; 5 — зарядник; 6 — золотник; 7 — сильфонная камера; 8 — кожух; 9 — шток; 10 — манжеты; 11 — седло; 12 — обратный клапан; 13 — цанга; 14 — втулка.

Условные обозначения клапана: Г — газлифтный клапан сильфонного типа; число после буквы — условный наружный диаметр клапана (в мм); Р — рабочий газлифтный клапан, без буквы Р — пусковой; единица перед буквой Г — номер модели.

Пример: 1Г-25Р

Расшифровка: рабочий газлифтный клапан первой модели, с наружным диаметром 25 мм.

Техническая характеристика газлифтных клапанов представлена в табл. 2.2.

Газлифтные клапаны состоят из устройства для зарядки, сильфонной камеры, пары шток-седло, обратного клапана и устройства фиксации клапана в скважинной камере.

Табл. 2.2

Рис газлифтные клапаны г  1

Все многообразие глубинных клапанов можно классифицировать по следующим признакам:

  • По назначению: 1.1. Пусковые 1.2. Рабочие 1.3. Концевые
  • По конструкции: 2.1.

Пружинные 2.2. Сильфонные 2.3. Комбинированные

  • По характеру работы: 3.1. Нормально открытые 3.2. Нормально закрытые
  • По давлению срабатывания: 4.1.

От давления в затрубном пространстве 4.2. От давления в НКТ (подъемнике)

3. Компрессоры

При компрессорном газлифте комплекс оборудования для эксплуатации группы скважин значительно сложней, чем при фонтанной эксплуатации, и состоит из компрессорной станции, газораспределительной и газосборной сети, систем подготовки газа и газлифтного оборудования скважин.

Для газлифта чаще всего применяют поршневые компрессоры с газовыми двигателями или с электроприводом. В последние годы — центробежные компрессоры с газотурбинным или электроприводом.

На рис. 3.1 показана схема оборудования компрессорной станции. По газопроводам 1 и 2 к станции поступает газ после предварительной обработки на установках подготовки нефти. Газ проходит сепараторы 3 для отделения жидкости и механических примесей и подается к компрессорам по линии 5 через регулятор давления «после себя» 4 к двигателям компрессоров 10ГК. Остальная, основная часть газа по трубопроводу 6 идет в цилиндры компрессоров 7. После сжатия в ступени 1 газ направляется по линии 9 в маслоотделители 11, холодильники первой ступени 12 и сепараторы среднего давления 14, где отделяется влага. Ко второй ступени газ подается по линии 8. Такая же обработка газа проводится и после второй ступени в аппаратах 11, 13 и 15. К этим аппаратам газ подается по линии 10. Влага от всех сепараторов поступает в емкости для конденсата 16, 17 и 18 и отбирается насосами насосной 19. Газ после сжатия и обработки направляется но линии 20 к потребителю (на газобензиновый завод, на скважины для газлифта и т. п.).

Для охлаждения воды холодного и горячего цикла применяют градирни 21, где имеются емкость и насосная, расширительный бак с насосом горячего цикла. Для компрессорной, на которой установлено обычно 7-10 компрессоров, необходимо масляное хозяйство, так как расход масел различных марок велик (емкости и насосы маслохозяйства 22).

Кроме того, запуск компрессора производится сжатым воздухом, запас которого в специальной емкости пополняется небольшими вспомогательными компрессорами 23.

 компрессоры 1

Сжатый газ от газопровода или компрессорной станции (КС) подается в газораспределительные пункты (ГРП), каждый из которых направляет его в группу газлифтных скважин.

Газ распределяется, с помощью газораспределительных батарей (ГРБ), число которых на каждом ГРП может быть разным в зависимости от числа скважин, приходящихся на газораспределительный пункт и на батарею. В последнее время батареи выполняются блочными и комплектно поставляются промыслам заводами-изготовителями. Батарея представляет собой сочетание напорных линий с регулирующими устройствами, обычно игольчатыми дросселями, позволяющими распределять газ по скважинам в соответствии с заданными параметрами. Контроль распределения и параметры регистрируются приборами, размещенными в шкафу КИП.

Газомотокомпрессор 10ГКМ (рис.3.2) — двухтактный газовый двигатель с V-образным расположением силовых цилиндров, от кривошипов коленчатого вала которого приводятся поршни горизонтально расположенных компрессорных цилиндров. В шифре 10ГКМ1/25-55 обозначено: 10 — число цилиндров двигателя, М — модернизированный; второе число — число ступеней сжатия; два последних — соответственно давление газа на приеме и на нагнетании.

 компрессоры 2

 компрессоры 3

Рис. 3.3 Газомотокомпрессор МК-8, . Оборудование для ремонта газлифтных и фонтанных скважин

Канатный инструмент — это набор инструментов и принадлежностей для различных операций, проводимых непосредственно в скважине и спускаемых в нее на проволоке или канате. Все эти инструменты можно разделить на следующие категории:

  • стандартный канатный набор для создания ударов вверх и вниз (механический и гидравлический яссы, грузоштанги, шарниры, замки);
  • установки и извлечения клапанов всех видов, оснащенных замком (отклонитель для работ в скважинных камерах, спускной и подъемный инструмент и др.);
  • специального назначения (оправка, скребок, печать, ловильный инструмент, инструмент для открытия — закрытия циркуляционного клапана, желонка для песка и др.).

Колонный инструмент и колонные скребкипредназначены для очистки внутренней поверхности обсадных и эксплуатационных колонн от слоя бурового раствора, цементных корок, заусенцев, задиров, отложений солей, парафина и шлама перед спуксом пакеров или скважинного оборудования, а также для проведения ремонтных работ. Очистка производится с одновременной промывкой ствола скважины.

Фрезер предназначен для разбуривания стационарных пакеров, пробок и скважинного оборудования при капитальных ремонтах. Фрезеры и рейберы используют для удаления солей, парафина и шлама из колонн НКТ.

Яссы (рис. 4.1-2) предназначены для создания осевой ударной нагрузки, которую невозможно передать проволокой или канатом. Значительные усилия необходимо создавать при посадке или извлечении клапанов. Механический ясс предназначен для удара, направленного вверх или вниз, а гидравлический — только вниз.

Яссы представляют собой раздвижные устройства, которые приводятся в действие натяжением проволоки. Их применяют вместе с грузовыми штангами, которые всегда устанавливают непосредственно над яссами.

Рис газомотокомпрессор мк  1

Консольный отклонитель (рис. 4.3) предназначен для установки и извлечения клапанов в скважинные камеры. Надежность проведения операций в скважинах при помощи консольного отклонителя обеспечивается применением скважинных камер с направляющими втулками.

Рис газомотокомпрессор мк  2

Рис. 4.3Консольный отклонитель:

1 — защелка; 2 — переводник; 3 — стержень; 4 — толкатель; 5 — фиксатор; 6 — рычаг; 7, 11 — штифты; 8 — ограничитель; 9 — опора; 10 — пружина; 12 — малый рычаг.

Рис консольный отклонитель  1

Рис. 4.4 Схема работы консольного отклонителя

На рис. 4.4 показана схема работы консольного отклонителя. Отклонитель с инструментом пропускают через скважинную камеру (а), затем начинают поднимать (б).

При подъеме защелка 2 отклонителя попадает в паз 3 направляющей втулки скважинной камеры. Упираясь в паз, защелка 2 толкает стержень 1 внутри отклонителя, который нижним концом воздействует на рычаг 4, поворачивая его вокруг штифта 5 (в).

Рычаг 4 отклоняется на некоторый угол до упора в ограничитель (г) и фиксируется.

Подъемный инструмент ИЦ предназначен для захвата и извлечения газлифтных клапанов и т. д., зафиксированных в посадочном кармане скважинной камеры или ниппеле.

Инструмент подъема ИПЗ служит для подъема зафиксированного в ниппеле клапана-отсекателя с замками типов 13К, ЗНЦВ и ЗНЦВ1.

Толкатель (Рис. 4.5) предназначен для управления циркуляционным механическим клапаном КЦМ, разъединителем колонн РК и телескопическим соединением СТ2 и СТ2Г , в которых для толкателя предусмотрены канавки с буртами.

Рис схема работы консольного отклонителя 1

Рис. 4.5

В зависимости от положения бурта толкатель спускается переводником вниз или вверх.

Толкатель спускается при помощи канатной техники. При проходе сужений плашки толкателя сближаются к центру, заходя в выточку, и раздвигаются в ней под действием пружины, после чего ударами ясса управляемый элемент передвигается в нужном направлении.

Отсоединение толкателя происходит при упоре головки плашки 1 в неподвижный элемент управляемого оборудования. Для извлечения толкателя при прихватах, а также при необходимости возврата через вышерасположенные элементы, управляемые тем же толкателем, ударом ясса срезается штифт 5 и при подъеме штока 4 корпус 7 надвигается на плашки и сдвигает их к центру.

Для отсоединения разъединителя колонны РК толкатель спускается с ограничителем 9 для предохранения от произвольного открытия уравнительного клапана глухой пробки.

Предохранитель ПКА предназначен для защиты посадочного ниппеля клапана-отсекателя и опрессовки трубки управления в комплексе КУСА.

Рис схема работы консольного отклонителя 2

Рис. 4.6 Оборудование устья

Оборудование устья газлифтное ОУГ-80×350 (Рис. 4.6) применяется для проведения канатных работ в скважине под давлением. Оно состоит из уплотнительного узла 1 проволоки с направляющим роликом, трехсекционного лубрикатора 2 , манометра с разделителем 3 и трехходовым вентилем, плашечного превентора 4с ручным управлением, натяжного ролика 5 с очистительным устройством, цепи 6, монтажной мачты 8 и стяжного ключа 7 и полиспаста 9.

Секции лубрикатора изготавливаются из насосно-компрессорных труб, рассчитанных на давление большее, чем на устье скважины. Трубы выбираются такого диаметра, чтобы можно было обеспечить прием всех инструментов, спускаемых или поднимаемых на проволоке. Длина каждой секции 2,5 м. Они соединяются между собой быстросборными соединениями с резиновыми уплотнительными кольцами. Для удобства и безопасности ведения работ стараются уменьшить число секций до минимума, при этом общая длина их должна обеспечивать прием самого длинного набора спускаемых в скважину инструментов.

Для соединения превентора с лубрикатором и нижним патрубком предусмотрены быстросборные соединения со стволовой задвижкой арматуры.

1. Молчанов А.Г. Машины и оборудование для добычи нефти и газа. Учебник для вузов. 2-е издание, исправленное и дополненное. — М.: «Издательский дом Альянс», 2010. — 588 с.

2. Справочник по нефтепромысловому оборудованию. Под ред. Е.И. Бухаленко.- М.: Недра, 1983. — 399 с.

  • Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Каштанов В.С., Мерициди И.А., Николаев Н.М., Пекин С.С., Сабиров А.А. Нефтегазопромысловое оборудование. Учеб. для ВУЗов. — М.: «ЦентрЛитНефтеГаз» 2006. — 720 с.: ил.