Оборудование для эксплуатации скважин фонтанным и газлифтным способами

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 и исполнение.

Пакер ПВ-Я-118-14 расшифровывается как, пакер с усилием, направленным вверх, однопроходный, фиксируемый отдельным устройством, не требующий посадки, освобождающийся натягом, наружным диаметром 118 мм, воспринимающий перепад давления 14 МПа, нормального исполнения.

Рисунок 13. Конструкция пакера ПН-ЯМ:

а - пакеры с наружными диаметрами от 150 до 165мм;

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
.

Пакеры способны воспринимать усилие от перепада давления, направленного как вверх, так и вниз, могут оставаться в скважине и выполнять свои функции и без колонны подъемных труб, которую извлекают после посадки пакера. В этом случае для отсоединения колонны труб от пакера и повторного соединения ее с пакером применяются разъединители колонн типов РК, ЗРК, 4РК, устанавливаемые над пакером. В оставляемую с пакером часть разъединителя перед разъединением при помощи канатной техники устанавливается пробка, перекрывающая пласт, а извлекаемая часть разъединителя поднимается вместе с колонной подъемных труб. Пример обозначения разъединителя колонн: РК 89/145-80-350. РК - разъединитель колонн; 89 - условный диаметр, мм; 145 - диаметр пакера, мм; 80 - - диаметр проходного отверстия, мм; 350 - рабочее давление, кг/см2
.

Клапаны – отсекатели
предназначены для автоматического перекрытия колонны НКТ и отсечки потока продукции скважины при нарушении установленного режима ее эксплуатации в результате частичного повреждения или полного разрушения устьевого оборудования, нарушения герметичности эксплуатационной колонны скважины, затрубное пространство которой загерметезировано пакером. При обустройстве скважин пакер и клапан – отсекатель обычно устанавливают непосредственно над продуктивным горизонтом.

Забойные клапаны – отсекатели должны отвечать следующим требованиям:

• надежно автоматически перекрывать колонну НКТ при всех возможных нарушениях режима эксплуатации скважины;

• обладать способностью надежно устанавливаться на необходимой глубине и извлекаться без спуска и подъема НКТ;

• обеспечивать возможность проведения различных технологических операций ниже глубины установки клапана – отсекателя, возможность проведения ремонтов устьевого и глубинного оборудования без глушения скважины.

Условное обозначение клапана-отсекателя: К — клапан, А — отсекатель, У — управляемый с устья, без буквы У — автоматический, цифра 1 или буква М — обозначение модели, первое число — условный диаметр колонны подъемных труб для КАУ и условный диаметр клапана — для КА, второе число — рабочее давление. Например: КА-68-35К1 и КАУ-89-70.

Критический дебит, при котором срабатывает автоматический клапан-отсекатель, принимают обычно на 15…20% больше оптимального. Настройка клапана обеспечивается подбором площади проходного сечения сменных штуцеров и усилия пружины. Перепад давления на сменных штуцерах допускается обычно в интервале от 0,1 до 0,7 МПа. Клапан-отсекатель обычно устанавливается в колонне НКТ на ниппель.
Устанавливают его путем сбрасывания в колонну НКТ, или с использованием канатной техники, либо с применением специального посадочного инструмента. В нижней части клапан-отсекатель должен иметь замок с фиксатором для посадки на ниппель.

По способу установки
клапаны разделяются на съемные и стационарные
. Съемные, как правило, могут сниматься с помощью канатной техники после глушения скважины. Стационарные для замены клапана требуют подъема всего пакера.

По видам уплотняющего устройства
клапаны-отсекатели подразделяются на тарельчатые, шаровые, поршневые и крановые
.

Тарельчатые клапаны, называемые часто «хлопушкой» состоят из корпуса, тарели, седла и возвратной пружины, работающей на кручение.

Шаровые клапаны аналогичны клапанам на штанговых насосах.

Крановые клапаны состоят из корпуса, запорного элемента, представляющего собой шар со сквозным отверстием, системы поворота запорного элемента и седла.

Поршневые клапаны могут перекрывать поток за счет закрытия боковых окон в цилиндре или же садиться на седло аналогично тарельчатым или шаровым. В настоящее время наиболее приспособленными к осложненным условиям эксплуатации оказались поршневые клапаны. Тарельчатые и крановые используются в нагнетательных скважинах.

По системе управления клапаны-отсекатели можно разделить на управляемые механическим толкателем и срабатывающие за счет перепада давления в под- и надпакерной зонах. Последняя система подразделяется на системы, срабатывающие от давления, возникающего в процессе эксплуатации и создаваемого устьевым оборудованием.

Рассмотрим подробнее схемы управления
:

а) схема управления клапаном-отсекателем с помощью механического толкателя позволяет надежно фиксировать момент открытия и закрытия клапана. В схеме имеется хвостовик, присоединяемый к скважинному насосному агрегату. Как правило, длина толкателя изменяется от 10 до 30 м, хотя может быть и длиннее. Недостатком такой схемы является необходимость при подъеме колонны НКТ при отсутствии перекрытия ствола скважины, что требует установки устьевого сальника. К тому же, в случае изменения глубины подвески насоса и при других обстоятельствах, требуются извлечение и последующая установка пакера на новой глубине, что связано с обязательным глушением скважины. Клапан-отсекатель с рассматриваемой системой управления не перекрывает скважину в аварийных ситуациях, например при обрыве колонны НКТ и падении ее на пакер.

Однако, несмотря на указанные недостатки и благодаря простоте исполнения, эта схема применяется в промысловой практике;

б) схема управления отсекающим клапаном пакера за счет усилия, возникающего от действия гидростатического давления столба жидкости в скважине, позволяет автоматически управлять клапаном-отсекателем как в аварийных ситуациях, так и при повседневной эксплуатации. Кроме того, в этой схеме пакер-отсекатель и насосная установка работают независимо друг от друга, благодаря чему изменение глубины подвески насоса в процессе эксплуатации скважины не влечет за собой перестановки пакера. К недостаткам этой схемы по сравнению с первой относится необходимость применения более сложного и дорогостоящего оборудования;

в) схема управления отсекающим клапаном пакера за счет импульса давления, создаваемого над клапаном, дает возможность работы без устьевого сальника. Однако для переключения клапана из одного положения в другое необходимо наличие насосного агрегата, что усложняет ее эксплуатацию. Как и в первой схеме, отсекающий клапан не срабатывает при аварийных ситуациях.

Необходимо отметить, что установка пакеров с клапанами-отсекателями имеет следующие существенные недостатки:

· невозможен или крайне затруднен спуск на забой приборов;

· при использовании в скважинах с высоким содержанием механических примесей возможно попадание осевших частиц на прием насоса и в механизм пакера, что затруднит его демонтаж;

· создает на внутренних стенках обсадной трубы механические повреждения от удерживающих элементов пакеров;

· в случае попадания посторонних предметов, как правило, происходит заклинивание клапана-отсекателя или пакера при их подъеме;

· в скважинах с осложнениями в виде отложения солей, смол и высокого содержания механических примесей, когда необходимо проводить периодическую чистку забоя и призабойной зоны скважины циркуляцией или желонками в настоящее время необходимо производить извлечение пакера.

Клапан-отсекатель обычно устанавливают в колонне НКТ на ниппель путем сбрасывания или с использованием специального посадочного инструмента.

Ниппель
служит для установки, фиксирования и герметизации в нем клапана-отсекателя, представляет собой патрубок, внутри которого выполнена кольцевая проточка для приема фиксаторов замка клапана-отсекателя. Внутренняя поверхность ниппеля выше кольцевой проточки обработана под посадку уплотнительных элементов клапана-отсекателя. По обоим концам ниппеля нарезана резьба для соединения с колонной НКТ. Ниппель спускают на колонне НКТ и устанавливают выше пакера.

Клапаны отсекатели управляемый КАУ
(рис. 14 а, б) управляются с устья скважины через специальную трубку, спущенную совместно с ниппелем.

Клапаны-отсекатели устанавливаются в посадочные ниппели инструментами канатной техники и фиксируются в ниппелях при помощи замков, размещенных в канавке 1.

Клапан-отсекатель в открытом виде с замком ЗК спускается в скважину.

Клапаны-отсекатели предназначены для перекрытия подъемных труб скважин при разгерметизации устья или при отклонении режима работы скважины от заданных пределов.

Клапаны-отсекатели управляемые КАУ (табл. 1 и рис. 14 а, 6) управляются с устья скважины через специальную трубку, спущенную совместно с ниппелем.

Таблица 1. Техническая характеристика клапанов КАУ.

Ингибиторные клапаны предназначены для подачи из затрубного пространства в полость подъемных труб ингибиторов разного назначения в процессе эксплуатации скважины.

Клапаны КИНГ (рис. 16) устанавливаются в карман скважинкой камеры инструментом ИСК из комплекта КИГК при помощи канатной техники и извлекается цанговым инструментом ИЦ из того же комплекта. Инструментами захватывают клапан за головку 1.

Клапан в кармане фиксируется при помощи цанги 11, которая входит в специальную расточку кармана камеры и разжимается в нем буртом корпуса 10, который входит в цангу при посадке.

При снятии клапана цанги освобождаются после среза штифта 12.

Клапан в кармане камеры герметизируется уплотнениями 2 и 8 таким образом, что ингибитор из затрубного пространства поступает через перепускные отверстия камеры, отверстие во втулке 3 и клапан, состоящий из седла 4, шарика 5, штока 6 и пружины 7.

При помощи втулки 9 клапан настраивается на определенное давление открытия и, открываясь, перепускает ингибитор через втулку 9 и наконечник 14 внутрь полости подъемных труб. Обратный клапан 15 препятствует перетоку жидкости из полости подъемных труб в затрубное пространство.

Ингибиторный клапан КИНГ спускается в скважину на колонне подьемных труб.

Разъединитель предназначен для соединения колонны подъемных труб с пакером и их разъединения в фонтанных и газлифтных скважинах.

Перед отсоединением колонны подъемных труб от пакера для изоляции пласта в шейку в) разъединителя исполнения 1 (рис. 17, а) с помощью спускового инструмента из комплекта инструментов ИКПГ канатной техникой устанавливается глухая пробка с замком. Головки перьев цанги замка фиксируются в канавке а) штока 3.

Разъединитель отсоединяют толкателем канатной техники из того же комплекта ИКПГ, зацепляемым с шейкой верхней цанги 2.

При отсоединении шток 3 должен находиться в положении, при котором его бурт б) упирается в бурт центратора 5, а перья цанги 2 оказываются у расточки цилиндра 1. Это позволяет им выйти из зацепления со штоком и свободно подниматься совместно с цилиндром при подъеме колонны труб. При дальнейшем подъеме колонны труб нижняя цанга 6 выйдет из зацепления с центратором 5 и останется в скважине со штоком и посаженной в него глухой пробкой, что обеспечит перекрытие пласта.

Соединение разъединителя осуществляется толкателем циркуляционного клапана в обратном порядке. Герметичность соединения штока и цилиндра в рабочем положении в скважине обеспечивается уплотнением 4. Глухая пробка после соединения разъединителя извлекается подъемным инструментом из комплекта ИКПГ.

Разъединитель исполнения 2 (см. рис. 17 б) отличается конструкцией верхнего фиксирующего механизма и креплением нижней замковой цанги.

Извлекаемой частью разъединителя является цилиндр 1, соединенный с упором 10, цангодержателем 11, цангой 6 и центратором 5. Совместно с ними извлекаются гильза 8 и кулачки 9, помешенные в упоре 10. Для разблокировки кулачков 9 гильза 8 с помощью толкателя из комплекта инструментов ИКПГ перемешается вверх, пока фиксатор 7 не попадет в канавку а) цилиндра. В этом положении кулачки 9 попадают в канавку в и освобождают шток 3. При дальнейшем подъеме цилиндра цанга 6 утопает в окне цангодержателя 11 и освобождает шток 3 от зацепления с извлекаемой частью разъединителя.

Разъединитель соединяют толкателем в обратной последовательности. При этом фиксатор 7 должен находиться в канавке а.

Шток 3 герметизируется в цилиндре 1 набором манжет 2. Внутри штока установлена гильза 9, которая с помощью фиксатора 8 и кулачков 6 удерживает шток в положении, заблокированном с цилиндром. Соединение спускается в скважину в заблокированном состоянии, и после посадки пакера для снятия натяжения колонны подъемных труб должно быть разблокировано перемещением гильзы 9 вверх. При этом фиксатор 8 попадает в канавку а, а кулачки 6 – в расточку б, в которой они утопают. В результате шток 3 и цилиндр 1 освобождаются от зацепления и способны перемещаться друг относительно друга и компенсировать удлинение и укорочение колонны подъемных труб.

2. Оборудование газлифтных скважин

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.

Газлифтная скважина - это по существу та же фонтанная скважина, в которой недостающий для необходимого разгазирования жидкости газ подводится с поверхности по специальному каналу
. По колонне труб газ с поверхности подается к башмаку, где смешивается с жидкостью, образуя ГЖС, которая поднимается на поверхность по подъемным трубам. Закачиваемый газ добавляется к газу, выделяющемуся из пластовой жидкости. В результате смешения газа с жидкостью образуется ГЖС такой плотности, при которой имеющегося давления на забое скважины достаточно для подъема жидкости на поверхность. Все понятия и определения, изложенные в теории движения газожидкостных смесей в вертикальных трубах, в равной мере приложимы к газлифтной эксплуатации скважин и служат ее теоретической основой.

Для работы газлифтных скважин используется углеводородный газ
, сжатый до давления 4 -10 МПа. Источниками сжатого газа обычно бывают либо специальные компрессорные станции, либо компрессорные газоперерабатывающих заводов, развивающие необходимое давление и обеспечивающие нужную подачу. Такую систему газлифтной эксплуатации называют компрессорным газлифтом
. Системы, в которых для газлифта используется природный газ из чисто газовых или газоконденсатных месторождений, называют бескомпрессорным газлифтом
.

При бескомпрессорном газлифте природный газ транспортируется до места расположения газлифтных скважин и обычно проходит предварительную подготовку на специальных установках, которая заключается в отделении конденсата и влаги, а иногда и в подогреве этого газа перед распределением по скважинам. Избыточное давление обычно понижается дросселированием газа через одну или несколько ступеней штуцеров.

Существует система газлифтной эксплуатации, которая называется внутрискважинным газлифтом
. В этих системах источником сжатого газа служит газ газоносных пластов, залегающих выше или ниже нефтенасыщенного пласта. Оба пласта вскрываются общим фильтром. В таких случаях газоносный горизонт изолируется от нефтеносного пласта одним или двумя пакерами (сверху и снизу), и газ вводится в трубы через штуцерное устройство, дозирующее количество газа, поступающего в НКТ.

Внутрискважинный газлифт исключает необходимость предварительной подготовки газа, но вносит трудности в регулировку работы газлифта. Этот способ оказался эффективным средством эксплуатации добывающих скважин на нефтяных месторождениях Тюменской области, в которых над нефтяными горизонтами залегают газонасыщенные пласты с достаточными запасами газа и давления для устойчивой и продолжительной работы газлифта.

По числу спускаемых рядов труб подъемники бывают однорядными и двухрядными. По направлению нагнетания рабочего агента - кольцевыми и центральными. Недостатки последней: при наличии в жидкости песка выступающие муфты труб стачиваются, в результате чего возможен обрыв труб; при содержании в нефти парафина или при большой концентрации солей последние откладываются на стенках колонны и уменьшают ее диаметр. Поэтому в большинстве случаев применяют подъемники кольцевой системы.

Также газлифты различают на непрерывны
й и периодический
. Под непрерывным газлифтом будем подразумевать способ добычи жидкости при помощи непрерывно подаваемого в скважину газа; под периодическим газлифтом – при помощи периодически подаваемого газа в скважину.

Существуют различные варианты оборудования скважин при непрерывном газлифте

. Газ может подаваться к башмаку как по кольцевой системе между двумя рядами труб (рис. 19, а) или между обсадной колонной и фонтанными трубами (рис. 19, б), так и по центральной системе (центральным трубам).

Рисунок 19. Газлифты: а — полуторарядный; б — однорядный с рабочими муфтами; в — однорядный с газлифтными клапанами; г — трехрядный; д - двухрядный.

В практике встречается двухрядный подъемник кольцевой системы со ступенчатой нагнетательной колонной: в нижней части - меньшего диаметра, в верхней – большего. По сравнению с обычным двухрядным такой подъемник дешевле. Основные его преимущества - уменьшение веса труб первого ряда и лучшие условия выноса песка с забоя. К недостаткам этого подъемника относится невозможность увеличения погружения подъемных труб. Однако двухрядный подъемник - сооружение металлоемкое, а поэтому дорогое. Лишь при отсутствии герметичности обсадной колонны его применение оправдано как вынужденная мера. Разновидностью двухрядного подъемника является полуторарядный (рис. 19, а) в котором для экономии металла трубы первого ряда имеют хвостовую часть (ниже башмака второго ряда) из труб меньшего диаметра. Это существенно уменьшает металлоемкость конструкции, позволяет увеличить скорость восходящего потока, но осложняет операцию по увеличению погружения, т. е. по допуску второго ряда, так как для этого необходимо предварительно изменить подвеску первого ряда труб. Схема однорядного наименее металлоемкого подъемника приведена на рис. 19, б, в. Газ подается в межтрубное пространство и ГЖС поднимается по одному ряду труб, диаметр которых определяется дебитом скважины и техническими условиями ее эксплуатации. Реальный уровень жидкости всегда устанавливается у башмака подъемных труб. Уровень не может быть выше, так как в этом случае газ не будет поступать в НКТ. Он не может быть и ниже башмака, так как тогда в НКТ не будет поступать жидкость. Однако при пульсирующем режиме работы газожидкостного подъемника уровень жидкости колеблется у башмака, периодически его перекрывая. Видимого погружения и динамического уровня жидкости при однорядном подъемнике нет, а гидростатическое давление у башмака подъемных труб, создаваемое погружением его под динамический уровень, заменяется давлением газа Р1
.

Недостатком однорядного подъемника является низкая скорость восходящего потока между забоем и башмаком, глубина спуска которого определяется рабочим давлением газа, отбором жидкости, а также коэффициентом продуктивности скважины. Однако при этом упрощается допуск труб или вообще изменение глубины их подвески, если возникает такая необходимость. Поэтому существует разновидность однорядного подъемника - подъемник с рабочим отверстием. Один ряд труб необходимого диаметра спускается до забоя (или до верхних дыр перфорации), но на расчетной глубине, т. е. на глубине, где должен быть башмак (глубина места ввода газа в НКТ), устанавливается рабочая муфта с двумя-четырьмя отверстиями диаметром 5 - 8 мм. Сечение отверстий должно обеспечить пропуск расчетного количества газа при перепаде давлений у отверстий, не превышающем 0,1—0,15 МПа. Перепад давления у отверстий удерживает уровень жидкости ниже отверстия на 10—15 м и обеспечивает более равномерное поступление газа в трубы. Однорядный подъемник с рабочим отверстием (или муфтой) (рис. 19, б) создает наибольшие скорости восходящего потока, является наименее металлоемким, однако требует подъема колонны труб при необходимости изменения погружения. Положение условного динамического уровня и погружение определяются рабочим давлением газа у рабочих отверстий, пересчитанным в столб жидкости. Однорядная конструкция газлифта, при котором используются 60 или 73-мм трубы, создает широкое межтрубное пространство, размеры которого играют решающую роль в случае использования различных клапанов, широко применяемых в настоящее время.

Рисунок 20. Принципиальная схема концевого клапана: 1 - конический клапан; 2 - рабочее отверстие; 3 - регулировочная головка для изменения натяжения пружин; 4 - шариковый клапан для промывки скважин.

Рисунок 21. Положение уровней жидкостей при пуске газлифтной скважины.

В однорядном подъемнике вместо рабочей муфты с рабочими отверстиями может применяться так называемый концевой рабочий клапан

, поддерживающий постоянный перепад давления при прохождении через него газа, равный 0,1—0,15 МПа, достаточный для того, чтобы постоянно удерживать уровень жидкости ниже клапана на 10—15 м. Концевой клапан обычно приваривается к спецмуфте с внешней стороны и имеет пружинную регулировку необходимого перепада давления и расхода газа. Такой клапан снабжается еще специальным шариковым клапаном, который закрывает рабочее отверстие и позволяет осуществлять обратную промывку скважины до забоя (рис. 20). Схемы оборудования скважин при периодическом газлифте

приведены на рисунке 22. По схеме 1 газ периодически подается в подъёмник после накопления в нем определенного столба жидкости. Камера замещения (схема 2) позволяет избежать несовершенства первой схемы, устраняя избыточно большие расходы газа и противодавление на забой. Плунжерный подъёмник (схема 3) в отличие от первых двух может работать за счет энергии газа, поступающего в скважину из пласта. Схемы 4, 5 – наиболее совершенны, ибо позволяют уменьшить металлоемкость и увеличить надежность работы оборудования

Рисунок 22. Оборудование скважин при периодическом газлифте: 1- периодический газлифт; 2 - периодический газлифт с камерой замещения; 3 - гидропакерный поршень; 4 - периодический газлифт с газлифтным и обратным клапанами; 5 - периодический газлифт с камерой замещением и газлифтным клапаном.

Пуск газлифтных скважин (на примере двухрядного подъемника).

При нагнетании газа жидкость в межтрубном пространстве колонн НКТ оттесняется вниз, а вытесняемая перетекает в трубы малого диаметра из эксплуатационной колонны, в результате чего уровень в ней становится ниже статического. Поэтому давление на забое становиться выше пластового и часть жидкости поглощается пластом. На любой момент времени давление закачиваемого газа соответствует гидростатическому давлению столба жидкости высотой, равной разности уровней в трубах малого диаметра (или затрубном пространстве) и межтрубном пространстве.

По мере нагнетания газа увеличивается разность уровней и возрастает давление заканчиваемого газа.

Давление закачиваемого газа во время достижения уровнем жидкости в межтрубном пространстве башмака подъемных труб будет максимальным. Это давление называется пусковым - Рпус
. Как только начнется, излив газожидкостной смеси, давление на башмаке подъемных труб уменьшится. Среднее давление нагнетаемого газа при установившемся режиме газлифтной скважины называется рабочим Рр
.

Таким образом, запуск газлифтных скважин осуществляется продавкой газом из газораспределительного пункта (ГРП) или от передвижных компрессоров. Для снижения пускового давления в современных газлифтных установках применяют последовательное газирование участков лифта через пусковые газлифтные клапаны.

2.3. Наземное оборудование

2.3.1. Компрессорная станция

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. 23 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.

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.

Для добычи нефти непрерывным газлифтным способом при подаче газа с поверхности выпускаются газлифтные установки типа Л, ЛН и ЛП (рис.24), обеспечивающие автоматический пуск и освоение скважины, а также ее стабильную работу в заданном режиме.

Установка типа Л применяется в вертикальных скважинах, типа ЛН — в наклонно-направленных. Установки позволяют использовать однорядный подъемник и осуществлять переход с фонтанного способа эксплуатации на газлифтный без подъема колонны.

Установка типа Л включает в себя фонтанную арматуру АКФЗа-65Хх210 и скважинное оборудование, состоящее из скважинных камер типа К, газлифтных клапанов типа Г, пакера ПН-ЯГМ и приемного клапана. В установках, где применяются клапаны Г-38 и Г-38Р, для фиксации их в карманах скважинных камер пользуются кулачковыми фиксаторами ФК-38. Газлифтные клапаны устанавливаются и извлекаются из скважины с помощью набора инструментов канатной техники из комплекта КИГК и ИКПГ.

В установках типа ЛИ применяются скважинные камеры типа КТ, обеспечивающие совместно с отклонителем ОК надежную посадку газлифтных клапанов в карманы скважинных камер. Установка ЛН-73Б-210 оснащена пакером 2ПД-ЯГ-118-500, остальные — пакером 1ПД-ЯГ-13б-500.

Для эксплуатации скважин периодическим газлифтом выпускается газлифтная установка типа ЛП с регулированием цикличности подачи газа на устье.

На фонтанной арматуре установлен регулятор цикла времени СР-2. Скважинное оборудование состоит из скважинных камер типа К и одной камеры КН с газоотводным устройством, газлифтных клапанов типа Г, камеры замещения, разрядного клапана, приемного клапана с посадочным ниппелем и пакера типа ПН-ЯГМ.

2.3.2. Внутрискважинное оборудование

НКТ, пакеры и клапаны-отсекатели
описаны выше и принципиально не отличаются от применяемых в газлифтной эксплуатации.

Пусковые и рабочие клапаны

Пусковые клапаны обеспечивают пуск скважины методом аэрации при последовательном автоматическом увеличении глубины ввода газа. При работе скважины на установившемся режиме пусковые клапаны остаются все время закрытыми, а газ подается через рабочие клапаны. Управляющим давлением для этих клапанов является давление газожидкостной смеси в колонне подъемных труб.

При непрерывном газлифте в качестве нижнего рабочего клапана можно использовать пусковой, отрегулированный на открытие при давлении, соответствующем глубине ввода газа.

Открытие или закрытие газлифтного клапана осуществляется чувствительным элементом, который настраивается до установки клапана в скважину на определенное усилие. Чувствительным элементом в клапанах может быть сильфонная или мембранная камера, пружина или комбинация их.

Клапаны с сильфонными, пружинными и комбинированными чувствительными элементами могут быть уравновешенными и неуравновешенными. Для уравновешенных клапанов давления открытия и закрытия равны.

Широкое применение в нефтедобывающей промышленности нашли газлифтные клапаны с сильфонным чувствительным элементом. Сильфонную камеру клапана заряжают азотом, давление которого в ней для правильной работы клапана должно быть увязано с параметрами скважины и нагнетаемого газа.

Основными узлами неуравновешенного сильфонного газлифтного клапана, управляемого давлением нагнетаемого газа (рисунок 25), являются корпус, узел зарядки, сильфон, шток, седло и обратный клапан, предотвращающий обратный переток жидкости, что особо важно при установке пакеров, посадка которых осуществляется гидравлическим или гидромеханическим способами.

Клапан работает следующим образом: давление азота в сильфонной камере действует на его эффективную площадь и создает силу, прижимающую шток к седлу.

Давление нагнетаемого газа в затрубном пространстве и давление газожидкостной смеси в колонне подъемных труб стремятся открыть клапан.

Пусковой клапан типа У1М показан на рисунке 26. При подаче газа в затрубное пространство жидкость из последнего выжимается в насосно-компрессорные трубы через отверстия в ниппеле 4. На поверхности устанавливается необходимая площадь проходного сечения отверстий с помощью перекрытия их регулировочным кольцом 1. 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 3, перекроет отверстия в ниппеле 4 и закроет доступ газа в насосно-компрессорные трубы. Шарик 5 упадет на седло.

Усилие пружины, действующее на клапан 2, можно изменять с помощью регулировочной гайки. Пружина пускового клапана защищена кожухом 6. 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.

Шарик 5 выполняет роль обратного клапана, необходимого для предотвращения утечки жидкости из НКТ при промывке скважины. В этом случае в трубы нагнетается жидкость, давление ее выше, чем давление среды в затрубье.

Скважинные камеры
.

В скважинных камерах газлифтных установок в процессе эксплуатации скважины фонтанным и затем газлифтным способами устанавливаются глухие пробки, ингибиторные, циркуляционные и газлифтные клапаны.

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. 27 а
) представляет собой сварную конструкцию, состоящую из рубашки 2, выполненной из специальных овальных труб, и двух наконечников У 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 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 в кармане. Для фиксации клапанов и пробок в кармане предусмотрены специальные расточки, в которые входит фиксирующая цанга или кулачок фиксатора.

Инструмент для канатных работ в газлифтной скважине

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);

- инструмент для установки и извлечения клапанов всех видов, оснащенных замком (отклонитель для работ в скважинных камерах, спускной и подъемный инструмент и др.);

- инструменты специального назначения (оправка, скребок, печать, ловильный инструмент, инструмент для открытия – закрытия циркуляционного клапана, желонка для песка и др.).

Стандартный набор канатных инструментов включает замок для проволоки, грузовые штанги, шарнир, гидравлический и механический яссы.

Замок для проволоки ЗП предназначен для соединения проволоки с инструментами, спускаемыми в скважину. Он состоит из корпуса 1, внутри которого размещен ролик 4, соединенный с пропущенной через отверстие в верхнем конце корпуса проволокой. Между роликом и торцом внутренней расточки корпуса помещена пружина 2 для смятения ударов и предохранения проволоки от обрыва при резком ее натяжении (например, при восходящем действии механического ясса). Опорой для нижнего конца пружины служит шайба 3.

Для соединения проволоки с замком свободный ее конец пропускают последовательно через отверстие в верхнем конце корпуса, пружину, шайбу и наматывают на ролик два витка, а на стержень проволоки - 12 витков. Затем, вытаскивая проволоку из корпуса, помещают ролик у пружину с шайбой в корпус.

Грузовая штанга обеспечивает необходимый вес для преодоления трения и вязкости скважинной жидкости при спуске инструмента и проволоки, а также необходимый вес во время ударных операций с помощью яссов. В зависимости от требуемого веса инструмента, подвешиваемого на проволоке, в комплекте предусмотрены штанги разной длины.

Шарнирное соединение (рис. 29) предназначено для углового смещения колонны спускаемых инструментов и состоит из головки муфты 2, закатанной в сферическом гнезде головки 1. Для соединения с инструментом оно снабжено соответствующей резьбой.

Шарнирное соединение обычно устанавливают между яссом и инструментом. Яссы представляют собой раздвижные устройства, которые запускаются в действие натяжением проволоки (каната). Их применяют вместе с грузовыми штангами, которые всегда устанавливают непосредственно над яссами. Яссы предназначены для создания динамических ударов.

Достоинства газлифтного метода:

- простота конструкции (в скважине нет насосов);

- расположение технологического оборудования на поверхности (облегчает его наблюдение, ремонт), обеспечение возможности отбора из скважин больших объемов жидкости (до 1800 ÷1900 т/сут);

- возможность эксплуатации нефтяных скважин при сильном обводнении и большом содержании песка, простота регулирования дебита скважин.Недостатки газлифтного метода:

- большие капитальные затраты;

- низкий КПД;

- повышенный расход НКТ, особенно при применении двухрядных подъемников;

- быстрое увеличение расхода энергии на подъем 1 т нефти по мере снижения дебита скважин с течением времени эксплуатации.

В конечном счете, себестоимость добычи 1 т нефти при газлифтном методе ниже за счет низких эксплуатационных расходов, поэтому он перспективен.

Список литературы

1. Молчанов А. Г., Чичеров В. Л., Нефтепромысловые машины и механизмы, М., «Недра», 1983.

2. Молчанов Г.В., Молчанов А.Г., Машины и оборудование для добычи нефти и газа М., «Недра», 1984.

3. «Нефтегазопромысловое оборудование». Под общей редакцией В. Н. Ивановского, 2006.