книги / Нефтепромысловое оборудование

Предназначены для добычи нефти непрерывным газлифт­

из наклонных скважин; ЛНТ — то же, из высокодебитных сква­ жин по затрубному пространству; ЛНП — то же, периодиче­ ским газлифтным способом; первое число после буквенного обо­

стимый перепад давления на скважинное оборудование; по­

оборудование, состоящее из скважинных камер типа К, газ­ лифтных клапанов типа Г, пакера ПН-ЯГМ и приемного кла­ пана. В установках, где применяются газлифтные клапаны Г-38 и Г-38Р для фиксации их в карманах скважинных камер, используют кулачковые фиксаторы ФК-38.

После спуска скважинного оборудования, посадки пакера и монтажа фонтанной арматуры в затрубное пространство сква­ жины через отвод трубной головки нагнетается газ. Под дей­ ствием давления нагнетаемого газа и гидростатического давле­ ния столба жидкости в скважине все газлифтные клапаны, установленные в скважинных камерах, открываются. Происхо­ дит переток жидкости из затрубного пространства скважины в подъемные трубы. Уровень жидкости в затрубном простран­ стве понижается. При обнаружении верхнего пускового кла­ пана нагнетаемый газ поступает в подъемные трубы и аэрирует столб жидкости выше клапана. Давление в подъемных трубах на глубине установки первого клапана уменьшается, и про­ должается переток жидкости из затрубного пространства сква­ жины в подъемные трубы. Уровень жидкости в затрубном прос­ транстве понижается и обнажается второй клапан. Нагнетае­ мый газ поступает в подъемные трубы через первый и второй клапаны. Столб жидкости в подъемных трубах выше второго

Рис. 3.1. Комплексная схема автоматизированной газлифтной эксплуатации:

Гаэляфтвая установки

лекта

П р и м е ч а н и е . Для всех типов установок угол отклонения ствола скважины от вертикали составляет 0,66°, условный диаметр газлифтного клапана — 25 мм; а температура скважинной среды — 130 °С.

клапана аэрируется и выносится на поверхность. Давление в подъем­ ных трубах на глубине расположе­ ния второго клапана уменьшается, что приводит к дальнейшему пере­ току жидкости из затрубного про­ странства в подъемные трубы.

Уровень жидкости в затрубном пространстве скважины понижа­ ется и достигает третьего клапана. Нагнетаемый газ поступает в подъ­

шается, и первый клапан закрыва­

клапан при закрытых верхних (пу­ сковых) клапанах, работающих только в период пуска скважины.

Газлифтные клапаны могут из­ влекаться из скважины и устанав­

в наклонно направленных скважи­ нах используются скважинные ка­ меры типа КТ или КТ1, обеспечи­ вающие совместно с отклонителем

Рис. 3.2. Газлифтные установки типов Л и ЛН:

типа OK или ОКС надежную посадку газлифтных клапанов

вкарманы скважинных камер, и применяется пакер типа 2ПД-ЯГ с гидравлическим управлением и ниппелем.

Пуск и работа установки типа ЛН идентичны установке Л.

Всостав скважинного оборудования установки типа ЛН-К2

всвязи с применением ее в наклонно направленных нефтяных скважинах глубиной до 5000 м, добываемая жидкость которых содержит H2S и С02 до 6 % каждого, в отличие от установки типа ЛН, включен разъединитель колонны.

Процесс пуска и работы скважин, оборудованных установ­

ками типов Л, ЛН и ЛН-К2, аналогичен.

При демонтаже оборудования установки ЛН-К2 для извле­ чения пакера применяют гидравлический домкрат, который с присоединенной к нему извлекаемой частью разъединителя колонны спускается на колонне насосно-компрессорных труб до упора в пакер и в последующем соединяется с ним. Затем внутри труб создают давление до 21 МПа. Падение давления и перелив жидкости из затрубного пространства свидетельст­ вуют о срыве пакера с места посадки.

Далее проводится подъем оборудования. В аварийных слу­ чаях (обрыв труб при срыве пакера или отсоединении труб) гидравлический домкрат может быть спущен в скважину с тру­ боловкой без извлекаемой части разъединителя колонны.

В состав скважинного оборудования установки типа ЛНТ, в отличие от вышеуказанных, входят скважинные камеры типа КТ1Н, газлифтные клапаны типа ЗГ, приемный клапан типа КПП и посадочный ниппель.

Скважина, оборудованная установкой типа ЛНТ, эксплуа­ тируется по затрубному пространству, газ нагнетается в труб­ ное пространство и работает на заданном технологическом ре­ жиме через нижний (рабочий) газлифтный клапан при закры­ тых верхних (пусковых) клапанах, функционирующих только в период пуска и освоения скважины.

Скважинное оборудование установки типа ЛНП, в отличие от установки ЛН, включает в себя только камеры скважинные типа КТ1, газлифтные клапаны типа 5Г, разъединитель ко­ лонны типа 4РК, пакер типа 2ПД-ЯГ, приемный клапан типа КПП1 с ниппелем и переводник.

В целях снижения уровня жидкости в затрубном простран­ стве до уровня нижнего клапана и опорожнения колонны на­ сосно-компрессорных труб, сначала скважина осваивается не­ прерывным газлифтным способом аналогично установкам ЛН.

После определенного периода работы скважины в непрерыв­ ном режиме и по мере достижения пролетного состояния через последний клапан с помощью наземной системы автоматиче­ ского управления устанавливается периодический режим ра­ боты скважины.

Приемный клапан служит для предотвращения обратного перетока жидкости.

В комплект поставки установок входят скважинные камеры, газлифтные клапаны, кулачковые фиксаторы (при клапанах Г-38), пакер (кроме установки ЛНТ), разъединитель ко­ лонны (для установок ЛН-К2 и ЛНП), циркуляционные и глу­ хие пробки, приемный клапан (для установок ЛНТ и ЛНП), посадочный ниппель, гидродомкрат (для установки ЛН-К2) и запасные части.

ГАЗЛИФТНЫЕ КЛАПАНЫ ТИПА Г

Предназначены для автоматического регулирования поступ­ ления газа, нагнетаемого из затрубного пространства, в ко­ лонну подъемных труб при добыче нефти газлифтным способом (табл. 3.3).

Условные обозначения клапана: Г — газлифтный клапан сильфонного типа; цифра перед буквой Г — номер модели; пер­ вые цифры за буквой Г — условный диаметр клапана; следую­ щие две цифры — рабочее давление; Р — рабочий газлифтный клапан, без буквы Р — пусковой. Например: Г-38-21, ГР-38-21, 2ГР-25-21, 5Г-25-35.

Газлифтные клапаны типа Г (рис. 3.3) состоят из устройства для зарядки, сильфонной камеры, пары «шток — седло», об­ ратного клапана и устройства фиксации клапана в скважинной

тановленный во ввертыше.

Регулирование давления в сильфонной камере клапана осуществляется через ввертыш на специальном приспособлении стенда СИ-32 или СИУ-40.

Сильфонная камера — герметичный сварной сосуд высокого давления, основным рабочим органом которого служит метал­ лический, многослойный сильфон, являющийся чувствительным элементом клапана. Сильфонная камера клапанов ЗГ и 5Г снабжена демпфирующим устройством, позволяющим доби­ ваться плавной работы пары «шток — седло».

Пара «шток — седло» — запорное устройство клапана, к ко­ торому газ поступает через боковые проходные отверстия кла­ пана, сообщающиеся с затрубным пространством через окна кармана скважинной камеры.

Отверстия расположены между двумя комплектами манжет, благодаря чему создается герметичный канал для поступления

нагнетаемого газа.

Обратный клапан предназначен для предотвращения пере­ тока жидкости из подъемных труб в затрубное пространство скважины.