Лекция на тему:
«Оборудование для
газлифтной эксплуатации скважин».
1)
Комплектность установки при ГЭС.
2)
Подземное оборудование газлифтных скважин: НКТ,
газлифтные клапаны, скважинные камеры, пакер.
3) Наземное оборудование газлифтных скважин: ОУГ, набор
инструмента типа ГК, установка ЛСГ для
проведения скважинных работ.
1.
ГЭС
Подземное Наземное
оборудование
НКТ Оборудование устья ОУГ-80х35
Пакер Установка ЛСГ для проведения
Газлифтные клапаны скважинных
работ
Скважинные камеры Набор
инструмента типа ГК
2.
НКТ –
Насосно-компрессорные трубы – выполняют следующие основные функции:
а) являются каналом для подъёма добываемой жидкости;
б) служат для подвески глубинного оборудования;
в) являются каналом для проведения различных
технологических операций.
Классификация НКТ:
1.
В зависимости от назначения и условия применения
·
Фонтанные – при применении в фонтанных скважинах
·
Насосные – при эксплуатации в насосных скважинах
·
Компрессорные – при газлифтной эксплуатации
скважин.
2.
По конструкции
·
Гладкие трубы и муфты к ним
·
Трубы с высаженными наружу концами и муфты к ним –
тип В
·
Гладкие высокогерметичные трубы и муфты к ним - тип
НКМ
·
Высокогерметичные безмуфтовые трубы с высаженными
концами наружу – тип НКБ.
3.
По типу исполнения
·
Исполнение А – длина НКТ - 10 м. ± 5%
·
Исполнение Б – длина НКТ от 5,5 – до 10м (13м).
Гладкие трубы являются не равнопрочными, прочность в
резьбовой части составляет 80-85%, а трубы с высаженными наружу концами –
равнопрочные.
Размеры НКТ:
ГОСТ 633-80 регламентирует выпуск НКТ
Диаметр гладких НКТ – 48, 60, 73, 89, 102 и 114 мм.
Диаметр НКТ с высаженными наружу концами – 33, 42, 48,
60, 73, 89, 102 и 114 мм.
Толщина стенок – от 3 до 8 мм.
Материалы НКТ:
НКТ
Металлические
Неметаллические
Стальные Легкосплавные
Стекловолокно Полимерные
с покрытием без покрытия
из Аl сплава
эмаль
эпоксидные смолы
лакокрасочные покрытия
НКТ выпускают из стали группы прочности Д, К, Е, Л, М.
Резьба в НКТ коническая (НКТ) и трапециидальная (НКМ и
НКБ).
Преимущества конической резьбы – возможность обеспечить
герметичность без уплотняющих средств, возможность ликвидации в резьбе
разрывов, сокращение времени на сборку – разборку.
Маркировка насосно-компрессорных труб
Синарский трубный завод
А - маркировка труб клеймением
1178 – номер трубы;
73 – условный диаметр трубы, мм;
5.5 – толщина стенки трубы, мм;
Е – группа прочности по стали;
Т – товарный знак завода;
2 – месяц изготовления;
88 – год изготовления
|
Б - маркировка труб краской
73 – условный диаметр трубы, мм;
[Е] – группа прочности;
(скобки – труба была подвергнута
неразрушающему контролю)
5,5 – толщина стенки трубы, мм;
967 – длина трубы, см;
НКМ – тип трубы;
А – исполнение (только на трубах исполнения
А);
Т – товарный знак завода
|
В - маркировка муфт клеймением
Е – группа прочности по стали
Газлифтные клапаны предназначены для автоматического регулирования поступления газа, нагнетаемого из затрубного
пространства, в колонну подъемных труб при добыче нефти
газлифтным способом.
Газлифтные клапаны устанавливают
в скважинных камерах ниже статического уровня жидкости. По способу управления
газлифтные клапаны работают от давления в затрубном пространстве, давления
столба жидкости в НКТ и перепада давления между ними.
Наибольшее распространение
получили клапаны, управляемые затрубным давлением сильфонного типа серии Г и
выпускаемые с условным наружным диаметром 20, 25, 38 мм с диапазоном давления
зарядки 2-7 МПа.
Газлифтные клапаны Г
состоят из устройства для зарядки, сильфонной камеры, пары шток - седло,
обратного клапана и устройства для фиксации клапана в скважинной камере.
Сильфонная камера заряжается азотом через золотник.
Сильфонная камера -герметичный сварной сосуд высокого давления, основным рабочим
органом которого является металлический многослойный сильфон.
Пара шток - седло является запорным устройством клапана, к которому газ поступает через окна
кармана скважинной камеры.
Обратный клапан
предназначен для предотвращения перетока жидкости из подъемных труб в затрубное
пространство скважины.
Газлифтные клапаны Г по
назначению делятся на пусковые и рабочие.
Управляющим давлением для
пусковых клапанов является давление газа затрубного пространства скважины.
Воздействуя на эффективную площадь сильфона, газ сжимает его, в результате
чего шток поднимается, и газ, открывая обратный клапан, поступает в подъемные
трубы.
Число устанавливаемых
клапанов зависит от давления газа в скважине и ее глубины. Закрываются они
последовательно по мере снижения уровня в затрубном пространстве скважины. Понижение
уровня в затрубном пространстве скважины продолжается до глубины расположения
нижнего (рабочего) клапана.
На заданном технологическом
режиме скважина должна работать через рабочий клапан при закрытых верхних
(пусковых) клапанах, которые используются только в период пуска скважины.
Газлифтные клапаны в
скважинных камерах устанавливают специальным инструментом, спускаемым на
проволоке гидравлической лебедкой.
Условные обозначения
клапана: Г - газлифтный
клапан сильфонного типа;
цифра перед буквой Г - номер модели; первые цифры за буквой Г - условный диаметр клапана; следующие две цифры - рабочее давление; Р - рабочий
газлифтный клапан, без буквы
Р - пусковой.
Например: Г-38-21,
ГР-38-21, 2ГР-25-21, 5Г-25-35.
Скважинные камеры
предназначены для посадки газлифтных или ингибиторных клапанов, глухих или
циркуляционных пробок при эксплуатации нефтяных скважин фонтанным или
газлифтным способом.
Сильфонная камера
представляет собой конструкцию, состоящую из наконечников, рубашки и кармана.
Рубашка изготовлена из специальных овальных труб. Для уплотнения клапана в
кармане предусмотрены посадочные поверхности. В кармане камеры имеются
перепускные отверстия, через которые газ поступает к газлифтному клапану. При
ремонтно-профилактических работах в кармане может быть установлена
циркуляционная пробка, а при необходимости заглушить перепускные отверстия -
глухая пробка.
1 - муфта; 2, 5 -
патрубок; 3 - кулачковый фиксатор; 4 - газлифтный клапан
Рис.
Скважинная камера и размещение в ней газлифтного клапана
Пакер – устройство,
предназначенное для разобщения отдельных участков скважины.
Функции пакера:
·
Защищает обсадную колонну от воздействия пластового
давления,
·
Препятствует контакту с ней агрессивных пластовых
жидкостей,
·
Способствует давлению газа только в НКТ,
·
Создаёт возможность раздельной эксплуатации
отдельных пластов и пропластков.
Конструкция пакера ПН-ЯГМ:
ствол, переводник, упор, резиновые манжеты, конус, плашки, плашкодержатель,
поршень, корпус клапана (седло, шарик и срезные винты).
Принцип действия пакера ПН-ЯГМ.
Пакер работает следующим образом: после спуска на
заданную глубину на НКТ в НКТ бросают шарик, который устанавливается в седле.
Затем начинают закачивать жидкость под давлением и создают давление в пакере,
которое начинает перемещать поршень, он толкает плашкодержатель и надвигает
плашки на конус, прижимает их к телу обсадной колонны. Резиновые манжеты
расширяются и герметизируют затрубное пространство. При увеличении давления (до
21 МПа) срезается винт, удерживающий седло с шариком в корпусе клапана и они
выпадают на забой скважины, тем самым освобождая проходное сечение ствола
пакера.
орый освобождает плашки.
1 - муфта; 2 - упор; 3 -
манжета; 4 - ствол; 5 - обойма; 6 - конус; 7 - шпонка; 8 - плашка; 9 -
плашкодержатель; 10 - винт; 11 - кожух; 12 - поршень; 13 - корпус клапана; 14 -
шарик; 15 - седло; 16 - срезной винт
Рис. Пакер ПН-ЯГМ
Маркировка:Условное обозначение пакеров включает: буквенную часть, состоящую из обозначения типа пакера (ПВ,
ПН, ПД), способа посадки и
освобождения пакера (Г, М, ГМ) и наличия якоря устройства (буква Я), первая цифра после обозначения типа пакера - число проходов, цифра перед
буквами - номер модели; первое
число после букв - наружный диаметр пакера (в мм); второе число - рабочее давление в атм
(максимальный перепад
давлений, воспринимаемый пакером); К2 - конец обозначения - сероводородостойкое исполнение.
Например: ПН-ЯГМ-118-210
3. Оборудование устья ОУГ-80х35
предназначено для снятия и посадки газлифтного клапана в эксцентричной
скважинной камере без глушения и последующего освоения скважины. Оно состоит
из уплотнительного узла проволоки 1 с направляющими роликами, трехсекционного
лубрикатора 2, манометра 3 с разделителем, плашечного превентора
4 с ручным управлением, натяжного ролика 5 с очистительным устройством,
полиспаста 8, монтажной мачты 6 и стяжного ключа 7.
Узел уплотнения проволоки с
направляющим роликом состоит из корпуса 2, внутри которого размещены
резиновые уплотнители 3 с отверстием под проволоку 2,4 мм.
Секции лубрикатора длиной по
2,5 м, предназначенные для размещения в них газлифтных сильфонных клапанов,
ударного инструмента и приборов, соединены между собой быстро-сборными
соединениями с резиновыми уплотнительными кольцами.
Превентор плашечный состоит
из корпуса 1 с вертикальным проходным диаметром 76 мм, крышек 3, плашек
2, винтов 4 и перепускного клапана 5. В нижней части расположен
фланец для присоединения со стволовой задвижкой арматуры. Шпонка 6 препятствует проворачиванию плашки.
Рис. Превентор плашечный
Рис. Оборудование
устья ОУГ-80x35 Рис.
Узел уплотнения проволоки
Оборудование ОУГ-80х35
монтируют с помощью мачты, которая устанавливается на одну из гаек фланцевого
крепления арматуры.
Техническая
характеристика ОУГ-80х35
Давление, МПа:
Рабочее 35
испытательное 70
Диаметр проходного
отверстия, мм:
превентора 76
лубрикатора 50-76
Диаметр, мм:
уплотняемой проволоки
2,4
ролика под проволоку 160
Масса, кг 480
В комплект инструмента ГК входит инструмент, который состоит из
трех наборов.
Первый стандартный набор
включает инструменты, спускаемые в скважину при любых операциях по
обслуживанию. С их помощью производят удары вверх и вниз, а также крепят проволоку.
К этому набору относятся: устройство для закрепления проволоки УЗП, шарнир Ш16,
грузовые штанги ШГр и 1 ШГр, яссы гидравлический ЯСГ и механический ЯСМ, яссы
для сообщения набору инструментов, спускаемых в скважину, ударных импульсов:
ЯСГ - для удара вверх и ЯСМ - вверх или вниз.
Второй набор - инструменты
для установки в скважине и извлечения из нее клапанов всех видов с замками или
фиксатором. К этому набору относятся: рычажный ОР и консольный ОК отклонители
для посадки оборудования в скважинные камеры, инструмент для спуска газлифтных
клапанов ИСК, цанговый инструмент ИЦ для извлечения скважинного оборудования из
камер.
Третий набор - инструменты вспомогательного назначения,
применяемые при подготовке скважин к эксплуатации, а также при ремонтных и
исследовательских работах. К ним относятся: выпрямитель проволоки ВОП,
ловильный проволочный инструмент ИЛП, трубный шаблон ШТ, печать,
гидростатическая желонка ЖГС, скребок парафина СП, приемный клапан КПП,
правочный инструмент ИП, ограничитель, шток, керн.
а - при посадке газлифтных клапанов;
б - при извлечении газлифтных клапанов;
1 - устройство закрепления проволоки; 2,6- грузовые
штанги; 3 - шарнир; 4 - механический ясс; 5 -
рычажный отклонитель; 7 - инструмент для спуска газлифтных клапанов; 8 - гидравлический ясс; 9 – цанговый инструмент
Рис. Набор инструментов,
спускаемых в скважину
Установка для проведения скважинных работ ЛСГ – 16А
Назначение
Для проведения работ по обслуживанию скважинного
оборудования, инструментов. спускаемых на проволоке или канате.
Конструкция
Смонтирован на шасси УРАЛ - 4320.
Состоит:
Лебедка
Индикатор натяжения проволоки
Система гидропривода
Пульт управления
Оборудование размещено в отапливаемом кузове разделенном
на: лебедочный и операторский отсеки. Смотровое окно в операторском отсеке
обеспечивает широкий обзор устья скважины с рабочего места оператора.
Техническая характеристика
Глубина погружения приборов в скважину, м 6500
Тяговое усилие лебедки, кН
16
Скорость подъема и спуска глубинных приборов в скважину,
м/с 16
Масса установки, кг 10907
Установка ЛСГ - 16А
1 - пульт управления; 2 - гидрооборудование; 3 - масляный
бак; 4 - лебедка; 5 - кузов; 6- узел привода насосов.
Оставьте свой комментарий
Авторизуйтесь, чтобы задавать вопросы.