Материал: 2518
Современная технология периодического газлифта базируется на однорядных подъемниках кольцевой системы, оборудованных
пусковым клапаном на конце НКТ и пакером (рис. 3.7).
Пакер – устройство, предназначенное для герметичного разобщения межтрубного пространства между эксплуатационной колонной и НКТ и изоляции внутреннего пространства эксплуатационной колонны от воздействия скважинной среды. Пакер спускается в скважину в составе эксплуатационной колонны и устанавливается в заданном интервале колонны.
Пусковые клапаны – приспособления, посредством которых устанавливается или прекращается связь между межтрубным пространством скважины и НКТ.
Различают наружные (стационарные) клапаны, которые крепятся на колонне НКТ снаружи, и внутренние (съёмные), которые
крепятся на НКТ внутри газлифтных камер (рис. 3.8). Извлекаются и |
|||||||
устанавливаются внутренние клапаны, в отличие от наружных, с по- |
|||||||
|
|
|
|
И |
|||
мощью канатной техники без подъёма колонны НКТ на поверхность. |
|||||||
|
Д |
||||||
А |
|
|
|
|
|
|
|
|
Ркл |
||||||
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
Рг |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Рж |
|||||
Рис. 3.7. Пакер ПВ-ЯГ-Н-122-30: |
Рис. 3.8. Схема внутреннего |
||||||
1 – муфта с присоединительной резьбой; |
газлифтного клапана: |
||||||
2 – якорный узел; 3 – уплотнительный |
1 – стенка НКТ; 2 – эксцентричная |
||||||
элемент; 4 – вторичный уплотнительный |
камера (мандрель); 3 – посадочный |
||||||
С |
|
|
карман |
||||
элемент; 5 – ствол пакерный; 6 – конус |
|
|
|||||
посадочный
91
Клапаны спускают в скважину на расчетные глубины. При нагнетании газа уровень жидкости снижается в затрубном пространстве
них (см. рис. 3.8). Происходит частичный выброс жидкости, которая находится внутри труб выше клапана. После выброса жидкости клапан закрывается и открывается вновь только при накоплении жидкости в НКТ до определенной величины.
и повышается в подъемных трубах. Когда газ в затрубном пространстве достигнет уровня клапана и его давление Рг превысит гидростатическое давление столба жидкости в подъемных трубах Рж, он прорывается через клапан в трубы и газирует жидкостьИ, находящуюся в
ная техника состоит из устьевогоАлубрикатораДи экстрактора. Примером канатной техники может служить специальное обо-
Для спуска и извлечения газлифтных клапанов, устанавливаемых в специальных эксцентричных камерах – мандрелях, или установки заглушек вместо газлифтных клапанов через НКТ в области газлифтной эксплуатации применяется специальная канатная техника. Канат-
рудование устья газлифта ОУГ-80х350 с проходным диаметром 80 мм и рассчитанное на давление 35 МПа, представляющее собой лубрикатор особой конструкции (рис. 3.9). На фланец верхней крестовины 1 газлифтной арматурыбили на фланец буферной задвижки устанавливается малогабаритный перекрывающий механизм – превентор 2 с ручным приводом, имеющий эластичные (резиновые) уплотняющие
элементы, с помощью которых можно перекрыть скважину даже в том случаеи, когда в ней остается проволока. На превентор с помощью быстросъемных соединений крепятся секции лубрикатора 3, на верхнем конце которых имеются сальник 4 для пропуска проволоки 5 или тонкого каната и ролик 6. Внизу арматуры укрепляется натяжной
Сшкив 7, через который канатик направляется на барабан лебедки. Параллельно лубрикатору крепится небольшая съемная мачта 8 с полиспастом 9 для облегчения поднятия и сборки лубрикатора и ввода в
него необходимого инструмента или извлечения поднятых клапанов. Натяжной шкив связан механически с датчиком 10, преобразующим силу натяжения канатика в электрические сигналы, передаваемые по кабелю 11 на индикаторное устройство. Датчик показывает натяжение канатика и дает информацию о захвате и извлечении газлифтного клапана из посадочной камеры. При использовании канатной техники по натяжению канатика можно судить о проводимых операциях на глубине. В связи с этим точности определения натяжения канатика придается особое значение при использовании канатной техники.
92
И
Си Рис. 3.9. Общий вид устьевого лубрикатора
93
В качестве привода для барабана лубрикатора используется гидравлическая лебедка, смонтированная в кузове микроавтобуса либо на
специальной раме, переносимой вертолетом при использовании на заболоченных территориях. Агрегат ДГТА-4 смонтирован на шасси автомобиля УАЗ-452 и состоит из масляного насоса с приводом от двигателя автомобиля, двухскоростной лебедки с приводом от гидродвигателя, системы гидрооборудования, включающей клапанные и золотниковые устройства, а также гидросистему управления лебедкой. Перед оператором в кабине установлены индикатор натяжения проволоки и указатель глубины.
нения, позволяющие точно завести клапан в посадочныйИкарман мандреля. На нижнем конце экстрактора имеется захватное пружинное
Экстрактор – инструмент, позволяющий завести в мандрель
газлифтный клапан, а также извлечь его из мандреля. Для ориентации
экстрактора в верхней части мандреля установлена специальная на-
правляющая втулка, позволяющая направить инструмент в посадоч-
ный карман. Экстрактор имеет подпружиненные шарнирные соеди-
устройство, которое освобождает (захватывает) головку газлифтного
ски при всех диаметрах эксплуатационных колонн и форсированного отбора сильнообводненных скважин;
клапана, находящегося в кармане. Экстрактор спускается внутрь ко- |
|
лонны НКТ на проволоке. |
|
Преимущества газлифтного способаДэксплуатации скважин: |
|
1) возможность отбора больших объемов жидкости практиче- |
|
|
А |
б |
|
2) |
эксплуатация скважин с большим газовым фактором, т.е. ис- |
пользование энергии пластового газа; |
|
3) |
малое влияние профиля ствола скважины на эффективность |
С |
|
работы газлифта, что особенно важно для наклонно направленных |
|
скважин; |
|
4) |
отсутствие влияния на работу скважин высоких давлений и |
температуры, а также наличия в продукции скважины мехпримесей; |
|
5) |
гибкость и сравнительная простота регулирования режима |
работыискважин по дебиту; |
|
6) |
простота обслуживания и ремонта газлифтных скважин и |
большой межремонтный период их работы при использовании совре- |
|
менного оборудования; |
|
7) |
возможность применения одновременной раздельной экс- |
плуатации, эффективной борьбы с коррозией, отложениями солей и парафина, а также простота исследования скважин.
94
Недостатки газлифтного способа эксплуатации скважин:
большие начальные капитальные вложения в строительство компрессорных станций;
сравнительно низкий КПД газлифтной системы;
возможность образования стойких эмульсий в процессе подъема продукции скважин. И Исходя из указанного выше, газлифтный способ эксплуатации скважин в первую очередь выгодно использовать на крупных месторождениях при наличии скважин с большими дебитами и высокими за-
бойными давлениями после периода фонтанирования.Д
Разновидности насосных установок: |
||
1) |
штанговые; |
А |
2) |
бесштанговые: |
|
|
б |
|
|
а) электроцентробежные; |
|
б) винтовые.
Штанговый насос представляет собой плунжерный насос специальной конструкции, привод которого осуществляется с поверхности черезисобранную колонну штанг.
Установка штангового скважинного насоса (УШСН) (рис. 3.10, а) состоит из насоса 1, находящегося в скважине, и станкакачалки 6, установленного на поверхности у устья. Цилиндр 12 насоса укреплен на конце спущенных в скважину НКТ 9, а плунжер 11 под- Свешен на колонне штанг 2. Верхняя штанга (сальниковый шток) соединена с головкой 4 балансира 5 станка-качалки с канатной или цепной подвеской. В верхней части цилиндра установлен нагнетательный клапан 10, а в нижней – всасывающий клапан 13. Колонна НКТ, по которым жидкость от насоса поднимается на поверхность, заканчивается на поверхности тройником 3. Сальниковое устройство в верхней части тройника предназначено для предотвращения утечек жидкости вдоль движущегося сальникового штока (т. е. верхней насосной штанги). По боковому отводу в средней части тройника жидкость из скважины направляется в выкидную линию. Возвратно-поступательное движение колонне насосных штанг передается от электродвигателя 8 через ре-
дуктор 7 и кривошипно-шатунный механизм станка-качалки.
95