Внутрискважинное оборудование при газлифте

В том случае, когда для фонтанирования недостаточно пластовой энергии и энергии нефтяного газа, в скважину подают газ (или воз­дух) от компрессорной станции или из газовых скважин. Энергия подаваемого газа обеспечивает подъем жидкости на поверхность. Этот способ добычи нефти называется компрессорным.

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.3.15 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    

3. По характеру работы:            

3.1. Нормально открытые    

3.2. Нормально закрытые;        

4. По давлению срабатывания

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. 4.15 (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.

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, 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.

 

 

 

Рисунок 3.15 – Принципиальная схема глубинных клапанов:

а – пружинный; б – сильфонный, срабатывающий от давления в затрубном пространстве; в – сильфонный, срабатывающий от давления в трубах; 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

 

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 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 карманедвумя 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. 3.16, б) применяется для установок периоди­ческого газлифта ЛП и имеет газоотводящий патрубок 4, соединяе­мый с газоотводящим устройством.

Камера КТ (см. рис. 3.16, 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.

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.

 

 

Рисунок 3.16 - Скважинные камеры типов К (а); КН (б); КТ (в)

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