Вопрос 4.12. Внутрискважинное оборудование при газлифте

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 устанавливают 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).

Все многообразие глубинных клапанов можно классифицировать по следующим признакам:

1. По назначению:

1.1. Пусковые

1.2. Рабочие

1.3. Концевые

2. По конструкции:

2.1. Пружинные

2.2. Силбфонные
2.3. Комбинированные

-145-

3. По характеру работы:

3.1. Нормально открытые

3.2. Нормально закрытые;

4. По давлениюсрабатывания

4.1. От давления в затрубном пространстве

4.2. От давления в НКТ (подъемнике)

По принципу действия клапаны являются дифференциальными.

Принципиальные схемы пусковых клапанов показаны на рис. 4.18 (а, б, в, г). 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, (НКТ), 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.

Газ сможет продолжать отжимать уровень жидкости 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 6, перекроет отверстия в ниппеле и закроет доступ газа в насосно-компрессорные трубы

-146-

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

Расстояние между пусковыми клапанами должно быть такое, что­бы при закрытии верхнего клапана жидкость в затрубье была отжата газом до пускового клапана, находящегося ниже первого. При этом газ начинает поступать в нижний клапан, и столб жидкости в насосно-компрессорных 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 смены или регулировки их необходим подъем всей колонны. Это не­удобство устраняется новым методом установки газлифтных клапа­нов (рис. 4.19), когда клапан 5 спускается внутрь подъемной колон­ны 1, доводится до кармана 4 скважинной камеры 2 и устанавливает­ся

в нем с помощью кулачкового фиксатора 3. В скважинное газлифтное оборудование входят также пакер 6 и приемный клапан 7. Клапаны мо­гут спускаться на проволоке или сбрасываться в трубы. Подъем таких клапанов возможен без подъема колонны насосно-компрессорных труб и производится с помощью специальных съемни­ков, спускаемых во внутреннюю полость подъем­ной колонны.

Скважинное газлифтное оборудование такого типа, предназначенное для эксплуатационной ко­лонны диаметром 168 и 146 мм, имеет шифры: Л-73А-210, Л-73Б-210, Л-60А-210, Л-60Б-210, где числа 73 и 60 - условный диаметр подъемных труб,. мм; 210 - рабочее давление, 10-1 МПа.

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 иЛ-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, 1 Г-25,1Г-25Р, Г-20, Г-20Р, где 38,25,20 - ус­ловный диаметр клапана, мм; Р - рабочий клапан (остальные - пусковые); Д - камера клапана за­полнена демпфирующей жидкостью.

-147-

В газлифтных клапанах Г роль пружины (см. рис. 4.18, б, позиция 4) выполняет сильфон, заряженный под давлением 0,2... 0,7 МПа азотом.

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 К (рис. 4.20, а) представляет собой сварную конструкцию, состоящую из рубашки 2, выполненной из специаль­ных овальных труб, и двух наконечников 1 с резьбой насосно-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 80x350.

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

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

1 - наконечник; 2 - рубашка; 3 - карман; 4 - газоотводящий патрубок;

-148-

двумя наборами уплотнительных манжет, для которых предусмотре­ны посадочные шейки в кармане.

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

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

Камера КТ (см. 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.

Управляющее давление для пусковых клапанов - давление газа, нагнетаемого в затрубное 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.

Управляющее давление для рабочих клапанов - 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 он выходит из окна, фиксируя клапан.

В клапанах типов 2Г, 5Г, ЗГ фиксирующим элементом служит цанга.

Скважинные камеры обозначаются аналогично скважинному 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.

-149-

Вопрос 4.13. Схема ШСНУ

Штанговые скважинные насосные установки (ШСНУ) предназ­начены для подъема пластовой жидкости из скважины на дневную 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 обусловливают следующие факторы:

1) простота ее конструкции;

2) простота обслуживания и ремонта в промысловых условиях;

3) удобство регулировки;

4) возможность обслуживания установки работниками низкой квалификации;

5) малое влияние на работу ШГНУ физико-химических свойств откачиваемой жидкости;

6) высокий КПД;

7) возможность эксплуатации скважин малых диаметров.

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

Привод предназначен для преобразования энергии двигателя в возвратно-поступательное движение колонны насосных штанг.

В большинстве ШСНУ (рис. 4.21) в качестве привода применяют балансирные станки-качалки. Балансирный станок-качалка состоит из рамы 2, установленной на массивном фундаменте 1. На раме смон­тированы: 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 I предназначено для герметизации поли­рованного штока 14 с помощью сальника 21, направления потока жидкости потребителю, подвешивания насосно-компрессорных труб,

-150-

Рис.4.21. Штанговая скважинная насосная установка:

1 — фундамент; 2 - рама; 3 — электродвигатель; 4 - цилиндр; 5 - кривошип; 6 — груз;

7 - шатун; 8 - груз; 9 - стойка; 10 - балансир; 11 - механизм фиксации головки балансира; 12 - головка балансира; 13 - канатная подвеска; 14 - полированная штанга;

15 - оборудование устья скважины; 16 - 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

-151-

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 всасывающий 27 - в нижней части цилиндра.

Ниже насоса при необходимости устанавливается газовый IV или песочный якорь. В них газ и песок отделяются от пластовой жидко­сти. Газ направляется в затрубное пространство между насосно-компрессорной 17 и обсадной 16 колоннами, а песок осаждается в корпу­се якоря.

При работе ШСНУ энергия от электродвигателя передается че­рез редуктор к кривошипно-шатунному 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 надплунжерное про­странство цилиндра.

Откачиваемая жидкость отводится из колонны через боковой от­вод устьевого сальника и направляется в промысловую сеть.

-152-

Дата добавления: 2014-11-06