книги / Оборудование для добычи нефти и газа. Т. 1

8. Из этой точки проводят линию, параллельную линии давления де­ газированной жидкости или задавочной жидкости. Точка пересечения этой линии с линией давления газа в затрубном пространстве дает глу­ бину установки второго клапана. Глубины установки остальных клапа­ нов находятся подобным же образом.

Впромысловых условиях иногда применяется упрощенный метод расчета расстановки клапанов.

Вкачестве исходных данных для расчета газлифтных установок ис­ пользуют статические и динамические характеристики скважины, кото­ рые определяют при исследованиях скважин либо принимают по дан­ ным аналогичных скважин.

Кэтим характеристикам относятся: проектный дебит жидкости; глубина скважины; статический и динамический уровни жидкости; за­ бойное давление - статическое и динамическое; давление на устье; дав­ ление нагнетаемого газа; температура продукции и газа на устье и за­ бое; газовый фактор и обводненность продукции; геотермический гра­ диент и температурный градиент продукции и др.

Диаметр колонны подъемных труб обычно задан либо определяется

взависимости от дебита и прочностных характеристик насосно­ компрессорных труб. Глубина установки верхнего пускового клапана независимо от управляющего давления определяется по формуле

где LCTстатический уровень жидкости в скважине, м; рnyCJ<- макси­ мальное давление нагнетаемого газа при пуске скважины, МПа; ру - Давление на устье при установившемся режиме работы скважины, МПа; ^затр, FTруб - площади сечения соответственно кольцевого (затрубного) пространства и подъемных труб, см2; уж - удельный вес газожидкостной смеси, Н/м3

При /| < 1ст первый пусковой клапан устанавливается на глубине 1ст. Второй и последующие (включая рабочий) клапаны, управляемые дав­ лением нагнетаемого газа, размещаются на глубинах

где п - номер расчетного клапана, отсчитываемый от верхнего пусково­ го; (Рг откX - давление открытия расчетного клапана, МПа; 1п.\- глубина установки вышерасположенного клапана, м.

Давление открытия расчетного клапана принимается равным давле­ нию закрытия выше расположенного клапана.

для клапанов, управляемых давлением газожидкостной смеси в подъемных трубах

Давление зарядки сильфона приводится к стендовым условиям по

где (TCKR)nzcl- температура в скважине на глубине расчетного клапана; zcl и zCTB—коэффициенты сжимаемости азота соответственно при (рс)ст и

Тсти при (рс)п и (ТСКХ

Зарядка клапанов производится в специальной промысловой лабо­ ратории.

4.6. УСТАНОВКИ ДЛЯ ГАЗЛИФТНОГО СПОСОБА ДОБЫЧИ НЕФТИ

Газлифтная установка Л

Установка Л (рис. 4.6.1) включает устьевое оборудование - фонтан­ ную арматуру АФКЗа-210 1 и скважинное оборудование, состоящее из скважинных камер К 2, газлифтных клапанов типа Г 3, пакера ПН-ЯГМ 4 и приемного клапана 5 [18, 20]. Краткая техническая характеристика установок приведена в табл. 4.6.1.

Скважинное оборудование компонуется на колонне подъемных труб, подвешиваемой в трубной головке фонтанной арматуры, гермети­ зирующей устье скважины.

Пакер для разобщения зон затрубного пространства препятствует по­ ступлению нагнетаемого в скважину газа в колонну подъемных труб и способствует более полному использованию пластовой энергии, уменьше­ нию пульсации забойного давления во время работы скважины. Жидкость из пласта с растворенным газом поступает только в колонну подъемных труб, где при уменьшении давления до давления насыщения газ выделяет­ ся и совершает работу по подъему жидкости с забоя на устье.

Установку Л рекомендуется спускать в скважину непосредственно по­ сле бурения. В период фонтанирования перепускные отверстия скважин­ ных камер перекрывают глухими пробками. Пробуренная скважина, осво­ енная без пакера, может вскрыть пласт с достаточной энергией для под­ держания установившегося потока в колонне подъемных труб в течение

Рис. 4.6.1. Г азлиф т ная уст ановка Л

длительного периода. Однако со временем запас энергии уменьша­ ется, непрерывное фонтанирова­ ние прекращается и начинается пульсация потока.

Для перевода скважины на газ­ лифтный способ эксплуатации глу­ хие пробки заменяют газлифтны­ ми клапанами без подъема насос­ но-компрессорных труб набором инструментов канатной техники из комплекта КИГХ. Для этого на устье скважины монтируют обо­ рудование ОУ780-350 и спуско­ подъемные операции проводят при помощи установки ЛСПК-131.

Инструментами канатной тех­ ники в скважинах, оборудован­ ных установками Л, можно про­ водить почти все виды подземно­ го ремонта без подъема насосно­ компрессорных труб.

Газлифтная установка Л отно­ сится к газлифтным установкам полузакрытого типа, так как баш­ мачный клапан пакера после его посадки падает на забой, полно­ стью открывая проход колонны подъемных труб. Когда спуск па­ кера невозможен ввиду дефектов эксплуатационной колонны, сква­ жину можно оборудовать газлиф­ тной установкой Л без пакера.

подъемных П|1едотвРагдения поступления нагнетаемого газа в колонну рекомендуется с ее ®ашмак>ниже последней скважинной камеры,

щаяся в кольцевомСКаТЬ ХВ0СТ0ВИК расчетной длины. Жидкость, находяной колонной пРостРанстве между хвостовиком и эксплуатацпои-

таких случаях уст П°ЛНЯеТ’ В определенной степени, функции пакера. В новка Л является установкой открытого типа.

Установка этого типа компонуется обычно несколькими располо­ женными на расчетных глубинах клапанами. Число газлифтных клапа­ нов и рабочие параметры их определяются геолого-техническими ха­ рактеристиками скважин, исходя из необходимости автоматического плавного запуска скважины и стабильной работы ее в заданном техно­ логическом режиме при требуемой депрессии на пласт.

Газлифтная установка ЛН

Установка ЛН предназначена для эксплуатации наклонно направ­ ленных скважин, у которых угол вертикального отклонения достигает 55° В таких скважинах значительно осложняется посадка скважинного оборудования, клапанов, пакеров и др. Поэтому в установке применяют скважинные камеры со специальной направляющей обоймой с пазами для обеспечения надежной посадки газлифтных клапанов канатной техникой с применением отклонителя ОК консольного типа и пакеры 1ПД-ЯГ и 2П.Д-ЯГ, воспринимающие перепад давлений, направленный как снизу вверх, так и сверху вниз, посадка которых осуществляется гидравлическим способом.

Газлифтная установка с комплексом управления скважинными отсекателями

Возможность перевода скважин после окончания периода фонтани­ рования на газлифтный способ эксплуатации без замены основного скважинного оборудования является одним из существенных достиже­ ний в развитии нефтепромысловой техники.

Известно, что при разрушении или повреждении устьевого оборудо­ вания, нарушении герметичности эксплуатационной колонны фонтани­ рующие скважины могут перейти на открытый фонтан, становятся не­ управляемыми и могут причинить огромный материальный ущерб, привести к пожарам и жертвам.

Для предотвращения указанного явления скважины оборудуются системами аварийного закрытия (рис. 4.6.2), позволяющими, помимо указанного, осуществлять ремонт скважин без предварительного их глушения, что связано со значительной экономией материальных и трудовых затрат.

Оборудование для предотвращения открытого фонтанирования назы­ вается комплексом управления скважинными клапанам и-отсекателями - КУСА и КУСА-Э и предназначено для эксплуатации нефтяных скважин и обеспечения герметичного перекрытия ствола скважины в случаях: разгерметизации устья, при отклонении параметров работы скважин от заданных пределов и при возникновении пожара.

Комплексы КУСА и КУСА-Э состоят из наземного и скважинного оборудования и позволяют одновременно бурить, эксплуатировать и ремонтировать несколько (до 8 скважин) нефтяных скважин, располо­ женных на одном кусте или морском основании.

Наземное оборудование комплексов предназначено для работы в умеренной климатической зоне и включает в себя фонтанную арматуру со специальной катушкой для ввода в затрубное пространство трубки управления, станцию управления, направляющий распределитель, тем­ пературный предохранитель, распределитель и электроконтактный ма­ нометр (последний для КУСА-Э).

Скважинное оборудование предназначено для работы в среде нефти, газа, газового конденсата, пластовой воды с температурой не более 393 К при pH среды от 4,2 до 6,8 и содержанием механических примесей до 0,1 г/л. Применительно к многообразию условий работы в скважинах существует восемь схем компоновки основных элементов скважинного оборудования для освоения и эксплуатации скважины, начиная с пе­ риода фонтанирования. Число и расположение скважинных камер оп­ ределяется соответствующими расчетами.

Краткая техническая характеристика комплексов приведена в табл. 4.6.2. Скважинное оборудование (см. рис. 4.6.2, а) комплекса без клапана-отсекателя 9 с замком спускается в скважину на подъемных (насосно-компрессорных) трубах совместно с трубкой управления 2, соединенной с посадочным ниппелем 8 и крепящейся к трубам при по­ мощи хомутов. После проверки герметичности соединений трубки устье соединяют с фонтанной арматурой. Трубку управления уплотня­ ют в катушке фонтанной арматуры уплотнительным устройством 7.

Посадку пакера 17 осуществляют гидравлическим способом с ис­ пользованием срезного клапана 19. При его преждевременном срезе или при посадке пакера без него в ниппель 18 с помощью ц а н г о в о г о инструмента ИЦ из комплекта КИГК устанавливают (или с б р а с ы в а ю т с устья) приемный клапан.

Разъединитель колонны 16 при необходимости, а также при р е м о н т а х позволяет отсоединить от пакера колонну подъемных труб с в ы ш е р а с п о - ложенным скважинным оборудованием без глушения скважины. Для этого в разъединитель колонны при помощи спускного инструмента из комплекта инструментов ИКПГ должна быть установлена глухая п р о б к а .

После посадки пакера и опрессовки скважинного и наземного обо­ рудования через циркуляционный клапан 10 производится а э р а ц и я жидкости, а затем замещение раствора через циркуляционный к л а п а н 75, который в последующем используют для промывки пробок и глу­ шения скважины. Перед освоением для защиты поверхностей н и п п е л я S

и управляющей трубки в ниппель устанавливается предохранительная гильза. Циркуляционные клапаны 10 и 13 открывают и закрывают с устья канатной техникой при помощи толкателя из комплекта ИКПГ

Через циркуляционный клапан 12, открывающийся гидравлическим способом, давлением в трубах или затрубном пространстве при аварийных ситуациях возможно быстрое глушение скважины.

После выхода скважины на заданный режим эксплуатации с установки ЛСГ1К-131 через оборудование устья ОУГ подъемным инструментом из комплекта ИКПГ из ниппеля 8 извлекают предохранитель, толкателем закрывают циркуляционный клапан 13 и спускным инструментом устанавливают клапан-отсекатель 9 с замком, при помощи которого клапан фиксируют в ниппеле. Операция проводится при полностью закрытых выкидах [20].

В процессе эксплуатации ингибиторы коррозии нагнетают с устья в затрубное пространство через ингибиторный клапан 14, который дозирует поступление ингибитора в подъемные трубы. Ингибиторный клапан устанавливают в скважинной камере 15 при помощи спускного инструмента ИСК из комплекта инструментов КИГК после извлечения из кармана камеры глухой пробки, с которой камера спускается в скважину. Телескопическое соединение 11 служит для компенсации температурных удлинений подъемных труб.

После установки клапана-отсекателя включается в работу станция управления /. Создается давление в трубке управления, которое превышает статическое давление скважины на 2 МПа, удерживая клапан в открытом состоянии.

При работе в автоматическом режиме клапан-отсекатель закрывает­ ся в следующих случаях:

—при повышении или понижении давления в выкидной линии фон­ танной арматуры за установленные пределы по сигналу от электроконтактного манометра б (только для комплекса КУСА-Э, см. рис. 4.6.2,6)

ипри срабатывании направляющих распределителей 5;

—при повышении температуры на устье выше 343 К, когда рас­ плавляется предохранитель 4\

—при нарушении герметичности трубок управления.

Клапан-отсекатель может быть принудительно закрыт со с т а н ц и и управления или дистанционно с пульта диспетчера, связанного со стан­ цией управления посредством промысловой телемеханики.

Станция управления СУ-350В1 в брызгозащищенном исполнении для автоматического управления работой скважинными клапаиамиотсекателями рассчитана на работу в условиях умеренной климатиче­ ской зоны (рис. 4.6.3).