Внутрискважинное оборудование при газлифтной эксплуатации скважин

При компрессорном газлифте, также как и бескомпрессорном, для пуска скважины в работу требуется значительно большее давление, чем в процессе работы. Для снижения пускового давления в скважине на подъемной колонне устанавливаются пусковые клапаны. При их установке происходит ввод газа в подъемную колонну: сначала в верхнюю часть колонны от уровня установки первого пускового клапана, потом от второго и т. д., пока весь столб поднимаемой смеси не будет газирован (рис. 4.17. а... е).

Рис. 4.17. Схема работы пускового клапана

Все многообразие глубинных клапанов можно классифицировать по следующим признакам;

1. По назначению - пусковые; рабочие; концевые.

2. По конструкции - пружинные; сильфонные; комбинированные.

3. По характеру работы - нормально открытые; нормально закрытые.

4. По давлению срабатывания - от давления в затрубном пространстве; от давления в НКТ (подъемнике).

По принципу действия клапаны являются дифференциальными..-.

При подаче газа в затрубное пространство жидкость из последнего выжимается в насосно-компрессорные трубы через отверстия в ниппеле. На поверхности устанавливается необходимая площадь проходного сечения отверстий с помощью перекрытия их регулировочным кольцом. После того как к пусковому клапану подойдет газ, он начнет поступать в насосно-компрессорные трубы, смешается с жидкостью и поднимет ее до устья. Часть жидкости будет отведена через устьевое оборудование. Оставшаяся в скважине смесь жидкости с газом будет создавать уже меньший напор у пускового клапана.

Принципиальные схемы пусковых клапанов представлены на рис. 4.18.

Рис. 4.18. Принципиальные схемы глубинных клапанов:

а — пружинный; б — сильфонный, срабатывающий от давления в затрубном пространстве Рк; в - сильфонный, срабатывающий от давления в трубах Рт, (подъемнике); г — комбинированный; 1 - нижнее седло клапана; 2 — нижний клапан; 3 - шток клапана; 4 — сильфонная камера; 5 — регулировочная гайка; 6 - пружина; 7—упор пружины; 8 — отверстие в корпусе клапана; 9 — верхний клапан; 10— верхнее седло клапана; 11- корпус клапана; 12 - стенка НКТ

Газ сможет продолжать отжимать жидкость в затрубном пространстве. Давление газа в затрубье будет снова повышаться. У клапана 2 возникнет определенная разность давления - снизу большее давление газа в затрубье, сверху меньшее давление смеси в НКТ. Тогда клапан 2 поднимется, сжимая пружину б, перекроет отверстия в ниппеле и закроет доступ газа в насосно-компрессорные трубы.

Усилие пружины, действующее на клапан 2, можно изменять с помощью регулировочной гайки 5. Пружина пускового клапана защищена кожухом.

Расстояние между пусковьши клапанами должно быть таким, чтобы при закрытии верхнего клапана жидкость в затрубье была отжата газом до пускового клапана, находящегося ниже. При этом газ начинает посНпать в нижний клапан и столб жидкости в насосно-компрессбрных трубах уменьшает свой вес. Далее продолжается отжатие жидкости в затрубном пространстве, в полости ниже второго пускового клапана.

Клапаны устанавливаются на внешней поверхности труб, и для их смены или регулировки необходим подъем всей колонны. Это неудобство устраняется новым методом установки газлифтных клапанов (рис. 4.19), когда клапан 5 спускается внутрь подъемной колонны 7, доводится до кармана 4 скважинной камеры 2 и устанавливается в нем с помощью кулачкового фиксатора 3.

В скважинное газлифтное оборудование входят также па-кер б и приемный клапан 7. Клапаны могут спускаться на проволоке или сбрасываться в трубы. Подъем таких клапанов может производиться без подъема колонны насосно-компрессор-ных труб с помощью специальных съемников, спускаемых во внутреннюю полость подъемной колонны.

Скважинное газлифтное оборудование такого типа, предназначенное для эксплуатационных колонн диаметрами 168 и 146 мм, имеет шифры Л-73А-210, Л-73Б-210, Л-60А-210, Л-60Б-210, где числа 73 и 60 обозначают условные диаметры подъемных труб, мм; 210 - рабочее давление, 10^-1 МПа.

Рис. 4.19. Скважинная газлифтная камера

Газлифтное оборудование комплектуется от 1 до 9 пусковыми газлифтными клапанами и одним рабочим клапаном и соответственно 2... 10 скважинными камерами, 2... 10 кулачковыми фиксаторами ФК (не входят в комплект оборудования типов Л-73Б-210 и Л-60Б-210), пакером ПН-ЯГМ, приемным клапаном, переводниками.

Газлифтные клапаны на рабочее давление 21 МПа имеют шифры Г-38, Г-38Р, Г-38-70Д, Г-25, Г-25Р, 1Г-25, 1Г-25Р, Г-20, Г-20Р, где 38, 25, 20 - условные диаметры клапанов, мм; Р - рабочий клапан (остальные пусковые); Д - камера клапана, заполненная демпфирующей жидкостью.

В газлифтных клапанах типа Г роль пружины выполняет сильфон (рис. 4.18. б, позиция 4), заряженный азотом под давлением 0,2... 0,7 МПа. Газлифтные клапаны типа Г по назначению делятся на пусковые и рабочие.

Скважинные камеры с эксцентричным расположением кармана для клапанов являются наиболее совершенными и распространенными. Они сохраняют проходное сечение в месте установки клапана равным проходному сечению колонны подъемных труб. Это позволяет проводить все скважинные работы (исследование, промывку призабойной зоны, смену съемных элементов скважинного оборудования) без извлечения колонны подъемных труб.

Скважинная камера типа К (рис. 4.20. а) представляет собой сварную конструкцию, состоящую из рубашки 2, выполненной из специальных овальных труб, и двух наконечников / с резьбой на-сосно-компрессорных труб по ГОСТ 633.

В рубашке камеры предусмотрен карман 3 для установки клапанов и пробок с помощью набора инструментов канатной техники через устье скважины, герметизированное оборудованием ОУГ 80^350.

Газ или жидкость (для ингибиторного и циркуляционного клапанов) поступает из затрубного пространства через перепускные отверстия а камер к клапану. Клапаны и пробки уплотняются в кармане двумя наборами уплотнительных манжет, для которых предусмотрены посадочные шейки.

Для фиксации клапанов и пробок в кармане предусмотрены специальные расточки, в которые входит фиксирующая цанга или кулачок фиксатора.

Камера типа КН (рис. 4.20. б) применяется для установок периодического газлифта ЛП и имеет газоотводящий патрубок 4, соединяемый с газоотводящим устройством.

Камера типа КТ (рис. 4.20. в) отличается от камеры типа К наличием в верхнем наконечнике направляющей оправки 5, позволяющей для посадки клапанов использовать консольный отклонитель типа ОК? обеспечивающий надежность работ в наклонных скважинах.

Рис. 4.20. Скважинные камеры типов К (а); КН (б); КТ (в):

1 — наконечник; 2—рубашка; 3 - карман; 4 - газоотводящий патрубок; 5 — направляющая

Убавляющим для пусковых клапанов является давление газа, нагнетаемого взатрубное пространство скважины. При работе указанных клапанов газ через отверстия проникает в полость, где, воздействуя на эффективную площадь сильфона, сжимает его. В результате этого шток поднимается и газ, открывая обратный клапан, поступает в подъемные трубы, аэрируя жидкость в них.

Управляющим для рабочих клапанов является давление жидкости в колонне подъемных труб. При работе этих клапанов жидкость из колонны подъемных труб через отверстие в клапане поступает в полость, где, сжимая сильфон, оттягивает шток от седла и открывает клапан.

Для регулирования режима нагнетания газа предусмотрены сменные дроссели.

Клапаны типов Г-38 и ГР-38 фиксируются в скважинных камерах при помощи кулачкового фиксатора ФК-38, навинченного на клапан. При посадке кулачок фиксатора, задевая за край кармана, утапливается в окне фиксатора, а после входа в канавку кармана выходит из окна, фиксируя клапан. В клапанах типов 2Г, 5Г, ЗГ фиксирующим элементом служит цанга.

Скважинные камеры обозначаются аналогично скважинно-му газлифтному оборудованию: К-73А-210, К-73Б-210, К-60А-210, К-60Б-210. Корпус камеры имеет овальную форму. Это позволяет располагать газлифтные клапаны эксцентрично, и поэтому проходное сечение подъемной колонны в области скважинных камер не уменьшается.

Скважинное газлифтное оборудование первой категории качества имеет среднюю наработку на отказ до 10000 ч, высшей категории - до 15000 ч.

Схема ШСНУ

Штанговые скважинные насосные установки (ШСНУ) предназначены для подъема пластовой жидкости из скважины на поверхность. Свыше 70 % действующего фонда скважин оснащены глубинными скважинными насосами. С их помощью добывается в стране около 30 % нефти. В настоящее время ШСНУ, как правило, применяют на скважинах с дебитом до 30...40 м3 жидкости в сутки, реже - до 50 м3 при средних глубинах подвески 1000... 1500 м. В неглубоких скважинах установка обеспечивает подъем жидкости до 200 м3/сут. В отдельных случаях может применяться подвеска насоса на глубину до 3000 м.

Широкое распространение ШСНУ получили благодаря:

- простоте конструкции;

- легкости обслуживания и ремонта в промысловых условиях;

- удобству регулировки;

- возможности обслуживания установки работниками низкой квалификации;

-малому влиянию на работу ШГНУ физико-химических свойств откачиваемой жидкости;

- высокому КПД;

- возможности эксплуатации скважин малых диаметров.

Установка состоит из привода, устьевого оборудования, насосных штанг, глубинного насоса, вспомогательного подземного оборудования, насосно-компрессорных труб (рис. 4.21.).

Рис. 4.21, Штанговая скважинная насосная установка:

1 - фундамент; 2-рама; 3 - электродвигатель; 4- цилиндр; 5 - кривошип; 6,8- грузы; 7- шатун; 9- стойка; 10- балансир; II - механизм фиксации головки балансира; 12 -головка балансира; 13- канатная подвеска; 14 - полированная штанга; 15 - оборудование устья скважины; 1 б - обсадная колонна; 17 - насосно-компрессорные трубы; 18 - колонна штанг; 19 - глубинный насос; 20 - газовый якорь; 21 - уплотнение полированной штанги; 22 - муфта трубная; 23 - муфта штанговая; 24 - цилиндр глубинного насоса; 25 - плунжер насоса; 26 - нагнетательный клапан; 27 - всасывающий клапан

Привод предназначен для преобразования энергии двигателя в возвратно-поступательное движение колонны насосных штанг. В большинстве ШСНУ в качестве привода применяются балансир-ные станки-качалки, которые состоят из рамы 2, установленной на массивном фундаменте 1. На раме смонтирована стойка 9, на которой с помощью шарнира укреплен балансир 10, имеющий на одном конце головку 12, на другом - шарнир, соединяющий его с шатуном 7. Шатун соединен с кривошипом 5, укрепленном на выходном валу редуктора. Входной вал редуктора посредством клиноременной передачи соединен с электродвигателем 3. Головка балансира соединена с колонной штанг с помощью канатной подвески 13.

Устьевое оборудование / предназначено для герметизации полированного штока 14 с помощью сальника 21, направления потока жидкости потребителю, подвешивания насосно-компрес-сорных труб, замера затрубного давления и проведения исследовательских работ в скважине.

Колонна насосных штанг II соединяет канатную подвеску насоса с плунжером глубинного, насоса. Колонна собирается из отдельных штанг 18. Штанги имеют длину по 8... 10 м, диаметр 16...25 мм и соединяются друг с другом посредством муфт 23. Первая, верхняя, штанга 14 имеет поверхность, обработанную по высокому классу чистоты, и называется полированной, иногда сальниковой, штангой.

Колонна насосно-компрессорных труб II служит для подъема пластовой жидкости на поверхность и соединяет устьевую арматуру с цилиндром глубинного насоса. Она составлена из труб 17 длиной по 8... 12 м, диаметром 38... 100 мм, соединенных трубными муфтами 22. В верхней части колонны установлен устьевой сальник, герметизирующий насосно-компрессорные трубы. Через сальник пропущена полированная штанга. Оборудование устья скважины имеет отвод, по которому откачиваемая жидкость направляется в промысловую сеть. Глубинный штанговый насос III представляет собой насос одинарного действия. Он состоит из цилиндра 24, прикрепленного к колонне насосно-компрессорных труб, плунжера 25, соединенного с колонной штанг. Нагнетательный клапан 26 установлен на плунжере, а всасьтающий 27 - в нижней части цилиндра.

Ниже насоса при необходимости устанавливается газовый IV шш песочный якорь. В нем газ и песок отделяются от пластовой жидкости. Газ направляется в затрубное пространство между на сосно-компрессорной /7 и обсадной 16 колоннами, а песок осаждается в корпусе якоря.

При работе ШСНУ энергия от электродвигателя передается через редуктор к кривопшпно-пгатунному механизму, преобразующему вращательное движение выходного вала редуктора через балансир в возвратно-поступательное движение колонны штанг. Связанный с колонной плунжер также совершает возвратно-поступательное движение. При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан закрыт давлением жидкости, находящейся над плунжером, и столб жидкости в колонне насосно-компрессорных труб движется вверх - происходит откачивание жидкости. В это время впускной (всасывающий) клапан открывается, и жидкость заполняет объем цилиндра насоса под плунжером.

При ходе плунжера вниз всасывающий клапан под действием давления столба откачиваемой жидкости закрывается, нагнетательный клапан открывается и жидкость перетекает в надплунжер-ное пространство цилиндра. Откачиваемая жидкость отводится из колонны через боковой отвод устьевого сальника и направляется в промысловую сеть.

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском: