Лекция на тему: «Оборудование для газлифтной эксплуатации скважин».

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.

Краткое описание документа:

В методической разработке представлены следующие вопросы:

1)       1) Комплектность установки при газлифтной эксплуатации скважин.

2)       2)  Подземное оборудование газлифтных скважин: НКТ, газлифтные клапаны, скважинные камеры, пакер.

3)   3) Наземное оборудование газлифтных скважин: оборудование устья ОУГ, набор инструмента типа ГК,

          установка ЛСГ для проведения скважинных работ.