Газлифтное оборудование. Оборудование для газлифтной эксплуатации скважин

Название	Оборудование для газлифтной эксплуатации скважин
Дата	11.10.2021
Размер	1.77 Mb.
Формат файла
Имя файла	Газлифтное оборудование.doc
Тип	Документы #245372

Оборудование для газлифтной эксплуатации скважин
Смысл газлифтного способа эксплуатации заключается в обеспечении фонтанирования скважины путем подачи к низу колонны НКТ необходимого количества сжатого газа. В связи с этим режим и схема газлифтного подъемника аналогичны фонтанному.

При компрессорном газлифте в отличие от фонтанного способа эксплуатации необходимо не только иметь источник сжатого газа, но и систему коммуникаций для транспортировки его к устью скважины, специальное оборудование устья и самой скважины для подачи газа. Кроме того, необходимо отделение газа от добытой газожидкостной смеси для его компримирования и повторного нагнетания, вследствие чего его подвергают специальной подготовке. Как и фонтанный, газлифтный подъемник состоит из колонны НКТ, диаметр которой рассчитывают по специальной методике.

По затрубному пространству газ с поверхности подается к башмаку НКТ, где смешивается с жидкостью, образуя ГЖС, которая поднимается на поверхность по подъемным трубам (НКТ). 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.

Применение воздуха способствует образованию в НКТ очень стойкой эмульсии, разложение которой требует ее специальной обработки поверхностно-активными веществами, нагрева и длительного отстоя. Применение углеводородного газа, хотя и способствует образованию эмульсии, но такая эмульсия нестойкая и разрушается (расслаивается) часто простым отстоем без применения дорогостоящей обработки для получения чистой кондиционной нефти. Это объясняется отсутствием кислорода или его незначительным содержанием в используемом углеводородном газе и химическим родством газа и нефти, имеющих общую углеводородную основу. Кислород, содержащийся в воздухе, способствует окислительным процессам и образованию на глобулах воды устойчивых оболочек, препятствующих слиянию воды, укрупнению глобул и последующему их оседанию при отстое. Причем отсепарированный газ газлифтной скважины при бурном перемешивании его с нефтью при движении по НКТ обогащается бензиновыми фракциями. При физической переработке такого газа на газобензиновых заводах получают нестабильный бензин и другие ценные продукты.

Переработанный (осушенный) на газобензиновых заводах газ снова используется для работы газлифтных скважин после его предварительного сжатия до необходимого давления на компрессорных станциях промысла.

Единственным достоинством эрлифта является неограниченность источника воздуха как рабочего агента для газожидкостного подъемника. 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.

Существует система газлифтной эксплуатации, которая называется внутрискважинным газлифтом. В этих системах источником сжатого газа служит газ газоносных пластов, залегающих выше или ниже нефтенасыщенного пласта.

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.

4.1 Конструкции газлифтных подъемников

Конструкция любого газлифтного подъемника должна обеспечивать возможность закачки газа в скважину и подъема газожидкостной смеси на поверхность. Такие возможности могут быть созданы путем закачки газа в затрубное пространство при однорядном лифте, либо двумя концентрично расположенными рядами труб при закачке газа между рядами труб.

В зависимости от числа рядов труб, концентрично расположенных в скважине, различают двухрядные, полутора рядные и однорядные подъемники (рис. 4.1). В первых двух подъемниках внешний ряд труб спускают до интервала перфорации для улучшения условий выноса песка с забоя за счет увеличения скорости потока. Газ подают вмежтрубное пространство между первым (внешним) и вторым (внутренним) рядами труб.

Однако ввиду большой металлоемкости, стоимости, осложнения при увеличении глубины спуска подъемных (внутренних) труб из-за необходимости предварительного изменения подвески внешнего ряда труб полутора рядного подъемника, обеспечения условий выноса песка другими путями двух- и полутора рядные подъемники не применяются. Их применение может быть оправдано как вынужденная мера при отсутствии герметичности эксплуатационной колонны.

Рисунок 4.1 – Конструкции и системы газлифтных подъемников:

а, б, в – соответственно двух-, полутора- и однорядный подъемники кольцевой системы; г – однорядный подъемник центральной системы
В настоящее время применяется однорядный подъемник, при котором в эксплуатационную колонну спускается один ряд НКТ. Он является наименее металлоемким и наиболее дешевым, обеспечивает возможность свободного изменения диаметра и длины подъемных труб, причем диаметр может быть уже значительно большим. Для обеспечения выноса песка с забоя скважины трубы спускают до забоя, а газ вводят выше на необходимой глубине через рабочий газлифтный клапан или через 2 – 4 отверстия диаметром 5 – 8 мм в рабочей муфте. Клапан или рабочая муфта при прохождении газа создают постоянный перепад давления (0,1 – 0,15 МПа), который удерживает уровень жидкости ниже точки ввода газа на 10 – 15 м и обеспечивает тем самым равномерное поступление газа в подъемные трубы. Этим уменьшаются пульсации в работе, которые способствуют разрушению пласта и образованию песчаных пробок.

Для очистки забоя от песка обратной (закачкой жидкости в НКТ) промывкой скважины рабочий газлифтный клапан снабжают дополнительным узлом обратного клапана, который перекрывает отверстия и жидкость идет не через газлифтный клапан, а через башмак НКТ. В дополнение к этому большое затрубное пространство позволяет устанавливать газлифтные клапаны вдоль колонны НКТ.

В зависимости от направления подачи газа различают кольцевую и центральную системы подъемников. При кольцевой системе газ закачивают в кольцевое (затрубное или межтрубное) пространство (рис. 4.1, а, б, в),и центральной – в центральные трубы (рис. 4.1, г).На практике газлифтные скважины в основном работают по кольцевой системе. Это обусловлено следующим:

– оптимальные условия лифтирования достигаются обычно при малых проходных сечениях;

– песок разъедает соединения муфт на трубах и возможен их обрыв;

– при добыче парафиновой нефти периодическое удаление отложений парафина со стенок кольцевого пространства затруднено.

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 (рис. 4.2, г). 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.

Рисунок 4.2 – Процесс запуска газлифтной скважины

1 – муфты с отверстиями для пуска скважины; 2 – муфта с отверстиями для работы скважины

Однорядный подъемник с рабочим отверстием (или муфтой) создает наибольшие скорости восходящего потока, является наименее металлоемким, однако требует подъема колонны труб при необходимости изменения погружения.

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. 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 спец муфте 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.

4.2 Газлифтные клапаны

Существует большое число глубинных клапанов разнообразных конструкций.

Все клапаны по своему назначению можно разделить на три группы.

1. Для пуска газлифтных скважин и их освоения применяются пусковые клапаны

2. Для непрерывной или периодической работы газлифтных скважин применяются рабочие клапаны. При периодической эксплуатации через эти клапаны происходит переток газа в НКТ в те моменты, когда над клапаном накопится столб жидкости определенной высоты, и эти клапаны перекрывают подачу газа после выброса из НКТ жидкости на поверхность.

3. Для поддержания уровня жидкости в межтрубном пространстве ниже клапана на некоторой глубине устанавливают концевые клапаны. Они устанавливаются вблизи башмака колонны труб.

По конструктивному исполнению газлифтные клапаны очень разнообразны. В качестве упругого элемента в них используется либо пружина (пружинные клапаны), либо сильфонная камера, в которую заблаговременно закачан азот до определенного давления (сильфонные клапаны). В этих клапанах упругим элементом является сжатый азот. Существуют комбинированные клапаны, в которых используются и пружина, и сильфон. По принципу действия большинство клапанов являются дифференциальными, т. е. открываются или закрываются в зависимости от перепада давлений в межтрубном пространстве и в НКТ на уровне клапана. Они используются как в качестве пусковых, так и в качестве рабочих.

Газлифтные клапаны для различных условий эксплуатации имеют разные конструктивные исполнения. Наиболее распространена следующая классификация клапанов:

– по направлению потока рабочего агента – нормальные (из затрубного пространства в трубы) и обратные (из труб в затрубье);

– по способу крепления – стационарные и съемные. Последние имеют преимущественное распространение, поскольку для их смены не требуется подъема насосно-компрессорных труб, но обладают большим поперечным габаритом;

– по расположению стационарных клапанов – эксцентричные (устанавливаются сбоку) и концентричные – рукавные. Последние охватывают трубу и могут пропускать большие расходы газа.

Съемные клапаны могут быть с центральной установкой и в боковых карманах скважинных камер. Последние – наиболее распространены, так как при любом числе клапанов в установке поперечное сечение лифта остается свободным.

Меняют клапаны специальным набором спускаемого на канате инструмента. Для этой цели используются агрегаты для скважинных канатных работ, включающие передвижную лебедку с гидроприводом и оборудование устья скважины с лубрикатором и превентором.

Перед спуском в скважину газлифтные клапаны настраивают на соответствующее проекту газлифтной установки давление открытия и закрытия. На специальных стендах заряжают сильфонные камеры нейтральным газом (азотом) до расчетного давления, затем проверяют срабатывания клапана. При расчете давления зарядки учитывают, что отклонение скважинкой температуры от стендовой требует внесения соответствующей поправки.

Клапан, управляемый рабочим давлением, закрывается при его снижении (рис. 4.2). Он состоит из камеры 1 с сильфоном 2, к которому прикреплен шток 3 с шаровым клапаном 5, закрывающим отверстие в седле 6. Сообщение клапана с межтрубным пространством происходит через штуцерное отверстие 4.

Этот клапан часто используется как пусковой, поскольку им легко управлять, меняя рабочее давление.

Клапан, управляемый давлением газожидкостной среды (рис. 4.3), закрывается при его снижении. Этот тип клапана может быть использован в качестве рабочего, поскольку в определенных пределах степень его открытия зависит от давления столба жидкости и, будучи установлен вблизи забоя, он способствует поддержанию забойного давления, увеличивая расход газа при увеличении обводненности, при отложении парафина на трубах и других явлениях, приводящих к росту давления на башмаке труб. Кроме того, клапаны, управляемые давлением среды, пригодны в качестве пусковых для систем одновременной раздельной эксплуатации нескольких пластов одной скважины (ОРЭ), поскольку процесс освоения каждого пласта управляется независимо.

Рисунок 4.2 – Газлифтный клапан, работающий от рабочего давления

Рисунок 4.3 –Газлифтный клапан, работающий от давления газожидкостной среды

1 – камера; 2 – сильфон; 3 – шток: 4 – штуцерное отверстие; 5 – шаровой клапан;

6 – отверстие в седле; р_р – давление рабочего агента на уровне клапана; р_т – давление в среде; р_нп – давление зарядки сильфона

Клапан дифференциального действия (управляемый перепадом давлений) открывается, когда перепад давлений рабочего агента и среды меньше заданного. Обязательным элементом в клапане является пружина.

Этот клапан нормально закрытый. Его целесообразно применять для периодической газлифтной эксплуатации.

В мировой практике известно, кроме описанных основных типов, много их разновидностей, в том числе клапаны с пилотным управлением, у которых давления открытия и закрытия практически совпадают (сбалансированные), с резиновым запорным органом, с гидравлическим амортизатором для гашения пульсаций и др.
ГАЗЛИФТНЫЕ КЛАПАНЫ ТИПА Г

Предназначены для автоматического регулирования поступления газа, нагнетаемого из затрубного пространства, в колонну подъемных труб при добыче нефти газлифтным способом (табл. 3.3).

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.

Газлифтные клапаны типа Г (рис. 3.3) состоят из устройства для зарядки, сильфонной камеры, пары «шток - седло», обратного клапана и устройства фиксации клапана в скважинной камере.

Сильфонная камера заряжается азотом через золотник, установленный во ввертыше.

Регулирование давления в сильфонной камере клапана осуществляется через ввертыш на специальном приспособлении стенда СИ-32 или СИУ-40.

Сильфонная камера - герметичный сварной сосуд высокого давления, основным рабочим органом которого служит металлический, многослойный сильфон, являющийся чувствительным элементом клапана. Сильфонная камера клапанов ЗГ и 5Г| снабжена демпфирующим устройством, позволяющим добиваться плавной работы пары «шток - седло».

Пара «шток - седло» - запорное устройство клапана, к которому газ поступает через боковые проходные отверстия клапана, сообщающиеся с затрубным пространством через окна.

Отверстия расположены между двумя комплектами манжет, благодаря чему создается герметичный канал для поступления нагнетаемого газа.

Обратный клапан предназначен для предотвращения перетока жидкости из подъемных труб в затрубное пространство скважины.

Газлифтные клапаны типа Г по назначению делятся на пусковые и рабочие.

Управляющее давление для пусковых клапанов -давление газа, нагнетаемого в затрубное пространство скважины. При работе указанных клапанов газ через отверстия проникает в полость а, 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 б в клапане поступает в полость а, где, сжимая сильфон, оттягивает шток от седла и открывает клапан.

Для регулирования режима нагнетания газа предусмотрены сменные дроссели.

Клапаны типов Г-38 и ГР-38 фиксируются в скважинных камерах при помощи кулачкового фиксатора ФК-38, навинченного на клапан. При посадке кулачок фиксатора, задевая за край кармана, утапливается в окне фиксатора, а после входа в канавку кармана он выходит из окна, фиксируя клапан.

В клапанах типов 2Г, 5Г, ЗГ фиксирующим элементом служит цанга.

В комплект поставки входят клапан в сборе с седлом, пара «шток - седло» (комплект), запасные части, полиметилсилоксановая жидкость.

4.3 СКВАЖИННЫЕ КАМЕРЫ ТИПОВ К, КТ, КТ1 И KТ1H

Предназначены для посадки газлифтных или ингибиторных клапанов, глухих или циркуляционных пробок при эксплуатации нефтяных скважин фонтанным или газлифтным способами.

Условные обозначения камер: К - камера, Т - назначение по углу отклонения оси скважины от вертикали; цифра после букв - цельноштампованное исполнение рубашки; Н - с газоотводом; две последующие цифры - условный размер лифтовой колонны НКТ; А или Б - условный размер применяемого газлифтного клапана; последнее двухзначное число - значение рабочего давления в скважинной камере.

Камера типа К представляет собой сварную конструкцию, состоящую из наконечников, рубашки, изготовленной из специальных овальных труб и кармана. Для уплотнения клапана в кармане предусмотрены посадочные поверхности.

В камерах для клапанов условным размером А клапан фиксируется в расточке а кармана кулачковым фиксатором ФК-38, в камерах для клапанов условным размером Б в расточку входит фиксирующая цанга, предусмотренная в самом клапане. В кармане камеры имеются перепускные отверстия б для входа нагнетаемого газа или жидкости.

При ремонтно-профилактических работах в кармане устанавливается циркуляционная пробка, а при необходимости заглушить перепускные отверстия - глухая пробка.

Камера типа КТ в верхней части имеет направляющую втулку с пазом для защелки отклонителя типа ОК или ОКС. Набор инструментов из комплекта КИГК или КИГС с отклонителем типов ОК или ОКС и газлифтным клапаном пропускается через скважинную камеру и затем поднимается и вводится защелкой в паз направляющей втулки. При дальнейшем подъеме срабатывает механизм отклонителя и направляет клапан в карман скважинной камеры.

Скважинные камеры типа КТ1 отличаются от скважинных камер типа КТ тем, что имеют цельноштампованную рубашку.

Отличие скважинной камеры типа КТ1Н от скважинных камер типа КТ1 заключается в том, что нижний конец кармана камеры удлинен и выведен за рубашку для нагнетания рабочего агента в затрубное пространство через газлифтный клапан.

4.4 ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН ГАЗЛИФТНЫМ СПОСОБОМ

Газлифтный способ добычи нефти, при котором жидкость поднимается с забоя за счет энергии газа, нагнетаемого с устья, позволяет эксплуатировать скважины, продукция которых содержит большое количество газа и песка, а также скважины с высокой обводненностью продукции, значительно искривленным стволом, низким динамическим уровнем и плохими коллекторскими свойствами пласта.

Наиболее рациональная технологическая схема газлифтной эксплуатации - замкнутый газлифтный цикл (рис. 3.1), при котором нагнетаемый в скважины газ многократно используется для осуществления газлифта.

В зависимости от конкретных условий месторождений и геолого-технических характеристик скважин применяется непрерывный и периодический газлифтный способы эксплуатации.

При непрерывном газлифтном способе газ нагнетается в колонну подъемных труб или в затрубное пространство и жидкость непрерывно поднимается с забоя на устье.

Периодический газлифтный способ характеризуется цикличностью подачи нагнетаемого газа в колонну подъемных труб для продавки скважины после ее остановки на заданное время, необходимое для накопления жидкости в подъемных трубах.

Непрерывным газлифтным способом рекомендуется эксплуатировать скважины с высоким коэффициентом продуктивности, а периодическим - с низким забойным давлением.

Скважины с высоким коэффициентом продуктивности и низким забойным давлением можно эксплуатировать обоими способами, из которых избирается оптимальный (по минимальному расходу нагнетаемого газа и геолого-техническим условиям).

Для добычи нефти непрерывным газлифтным способом из одного пласта скважины выпускаются газлифтные установки типа Л, ЛН и ЛНТ, обеспечивающие автоматический пуск и освоение скважины, а также ее стабильную работу в заданном режиме при требуемой депрессии на пласт.

Установки позволяют использовать однорядный подъемник (подъемные трубы), осуществлять переход с фонтанного способа эксплуатации на газлифтный без подъема колонны.

Для эксплуатации скважин периодическим газлифтным способом выпускается газлифтная установка типа ЛНП с регулированием цикличности подачи газа.

Установки типа Л, ЛН, ЛНТ и ЛНП имеют съемные газлифтные клапаны, устанавливаемые в эксцентрично расположенных карманах скважинных камер. Этим обеспечивается сохранение центрального проходного сечения подъемных труб, что позволяет проводить все технологические операции в скважине без подъема труб.

Рис. 3.1. Комплексная схема автоматизированной газлифтной эксплуатации:

1, 2 - абсорберы; 3 - пылеуловитель; 4 - фильтр-сепаратор; 5 - промежуточный сепаратор; 6 - концевой сепаратор; 7 - аппарат воздушного охлаждения: 8 - емкость конденсата; 9 - блок замера: 10 - аппарат воздушного охлаждения; 11 - блок регенерации; 12 - блок насосов; 13 - пакер; 14 - гаэлифтный клапан; 15 - скважинная камера; 16 - оборудование устья; 17 - установка для скважинных работ

ГАЗЛИФТНЫЕ УСТАНОВКИ ТИПОВ Л, ЛН, ЛНТ И ЛНП

Предназначены для добычи нефти непрерывным газлифтным способом (установки Л, ЛН и ЛНТ) и с периодическим газлифтом (установка ЛНП).

Установки типов ЛН, ЛНТ и ЛНП применяются в наклонно направленных скважинах.

Условные обозначения установок: Л - установка для добычи нефти непрерывным газлифтным способом; ЛН - то же, из наклонных скважин; ЛНТ - то же, из высокодебитных скважин по затрубному пространству; ЛНП - то же, периодическим газлифтным способом; первое число после буквенного обозначения - условный диаметр лифтовой колонны насосно-компрессорных труб (мм); Б - условный размер применяемого газлифтного клапана; последующее двухзначное число - допустимый перепад давления на скважинное оборудование; последнее трехзначное число - максимальный диаметр пакера (мм); К - исполнение по коррозионностойкости. Например: ЛН-60Б-21-118, ЛН-73Б-35-112К2, ЛНТ-73Б-35 (табл. 3.1 и 3.2).

Установка типа Л (рис. 3.2) включает в себя скважинное оборудование, состоящее из скважинных камер типа К, газлифтных клапанов типа Г, пакера ПН-ЯГМ и приемного клапана. В установках, где применяются газлифтные клапаны Г-38 и Г-38Р для фиксации их в карманах скважинных камер, используют кулачковые фиксаторы ФК-38.

После спуска скважинного оборудования, посадки пакера и монтажа фонтанной арматуры в затрубное пространство скважины через отвод трубной головки нагнетается газ. Под действием давления нагнетаемого газа и гидростатического давления столба жидкости в скважине все газлифтные клапаны, установленные в скважинных камерах, открываются. Происходит переток жидкости из затрубного пространства скважины в подъемные трубы. Уровень жидкости в затрубном пространстве понижается. При обнаружении верхнего пускового клапана нагнетаемый газ поступает в подъемные трубы и аэрирует столб жидкости выше клапана. Давление в подъемных трубах на глубине установки первого клапана уменьшается, и продолжается переток жидкости из затрубного пространства скважины в подъемные трубы. Уровень жидкости в затрубном пространстве понижается и обнажается второй клапан. Нагнетаемый газ поступает в подъемные трубы через первый и второй клапаны. Столб жидкости в подъемных трубах выше второго клапана аэрируется и выносится на поверхность. Давление в подъемных трубах на глубине расположения второго клапана уменьшается, что приводит к дальнейшему перетоку жидкости из затрубного пространства в подъемные трубы.

Уровень жидкости в затрубном пространстве скважины понижается и достигает третьего клапана. Нагнетаемый газ поступает в подъемные трубы через второй и третий клапаны.

Давление нагнетаемого газа в затрубном пространстве уменьшается, и первый клапан закрывается. Уровень жидкости в затрубном пространстве скважины продолжает понижаться, и в момент обнажения четвертого клапана закрывается второй и т. д. Уровень в затрубном пространстве скважины снижается до глубины расположения нижнего (рабочего) клапана.

Р

абота скважины на заданном технологическом режиме осуществляется через нижний газлифтный клапан при закрытых верхних (пусковых) клапанах, работающих только в период пуска скважины.

Газлифтные клапаны могут извлекаться из скважины и устанавливаться посредством канатной техники комплектов КИГК и КИГС.

В установке типа ЛН (см. рис. 3.2) в связи с применением ее в наклонно направленных скважинах используются скважинные камеры типа КТ или КТ1, обеспечивающие совместно с отклонителем типа OK или ОКС надежную посадку газлифтных клапанов в карманы скважинных камер, и применяется пакер типа 2ПД-ЯГ с гидравлическим управлением и ниппелем.

Пуск и работа установки типа ЛН идентичны установке Л.

В состав скважинного оборудования установки типа ЛН-К2 в связи с применением ее в наклонно направленных нефтяных скважинах глубиной до 5000 м, добываемая жидкость которых содержит H₂S и СО₂ до 6 % каждого, в отличие от установки типа ЛН, включен разъединитель колонны.

Процесс пуска и работы скважин, оборудованных установками типов Л, ЛН и ЛН-К2, аналогичен.

Рис. 3.2. Газлифтные установки типов Л и ЛН:

1 - фонтанная арматура; 2 - скважинная камера типа К тли КТ; 3 - кулачковый фиксатор; 4 - газлифтный клапан; 5 - пакер; 6 - приемный клапан; 7 - ниппель приемного клапана

При демонтаже оборудования установки ЛН-К2 для извлечения пакера применяют гидравлический домкрат, который с присоединенной к нему извлекаемой частью разъединителя колонны спускается на колонне насосно-компрессорных труб до упора в пакер и в последующем соединяется с ним. Затем внутри труб создают давление до 21 МПа. Падение давления и перелив жидкости из затрубного пространства свидетельствуют о срыве пакера с места посадки.

Далее проводится подъем оборудования. В аварийных случаях (обрыв труб при срыве пакера или отсоединении труб) гидравлический домкрат может быть спущен в скважину с труболовкой без извлекаемой части разъединителя колонны.

В состав скважинного оборудования установки типа ЛНТ, в отличие от вышеуказанных, входят скважинные камеры типа КТ1Н, газлифтные клапаны типа ЗГ, приемный клапан типа КПП и посадочный ниппель.

Скважина, оборудованная установкой типа ЛНТ, эксплуатируется по затрубному пространству, газ нагнетается в трубное пространство и работает на заданном технологическом режиме через нижний (рабочий) газлифтный клапан при закрытых верхних (пусковых) клапанах, функционирующих только в период пуска и освоения скважины.

Скважинное оборудование установки типа ЛНП, в отличие от установки ЛН, включает в себя только камеры скважинные типа КТ1, газлифтные клапаны типа 5Г, разъединитель колонны типа 4РК, пакер типа 2ПД-ЯГ, приемный клапан типа КПП1 с ниппелем и переводник.

В целях снижения уровня жидкости в затрубном пространстве до уровня нижнего клапана и опорожнения колонны насосно-компрессорных труб, сначала скважина осваивается непрерывным газлифтным способом аналогично установкам ЛН.

После определенного периода работы скважины в непрерывном режиме и по мере достижения пролетного состояния через последний клапан с помощью наземной системы автоматического управления устанавливается периодический режим работы скважины.

Приемный клапан служит для предотвращения обратного перетока жидкости.

В комплект поставки установок входят скважинные камеры, газлифтные клапаны, кулачковые фиксаторы (при клапанах Г-38), пакер (кроме установки ЛНТ), разъединитель колонны (для установок ЛН-К2 и ЛНП), циркуляционные и глухие пробки, приемный клапан (для установок ЛНТ и ЛНП), посадочный ниппель, гидродомкрат (для установки ЛН-К2) и запасные части.
ГАЗЛИФТНЫЕ КЛАПАНЫ ТИПА Г

Предназначены для автоматического регулирования поступления газа, нагнетаемого из затрубного пространства, в колонну подъемных труб при добыче нефти газлифтным способом (табл. 3.3).

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.

Газлифтные клапаны типа Г (рис. 3.3) состоят из устройства для зарядки, сильфонной камеры, пары «шток - седло», обратного клапана и устройства фиксации клапана в скважинной камере.

Сильфонная камера заряжается азотом через золотник, установленный во ввертыше.

Регулирование давления в сильфонной камере клапана осуществляется через ввертыш на специальном приспособлении стенда СИ-32 или СИУ-40.

Сильфонная камера - герметичный сварной сосуд высокого давления, основным рабочим органом которого служит металлический, многослойный сильфон, являющийся чувствительным элементом клапана. Сильфонная камера клапанов ЗГ и 5Г| снабжена демпфирующим устройством, позволяющим добиваться плавной работы пары «шток - седло».

Пара «шток - седло» - запорное устройство клапана, к которому газ поступает через боковые проходные отверстия клапана, сообщающиеся с затрубным пространством через окна.

Отверстия расположены между двумя комплектами манжет, благодаря чему создается герметичный канал для поступления нагнетаемого газа.

Обратный клапан предназначен для предотвращения перетока жидкости из подъемных труб в затрубное пространство скважины.

Газлифтное оборудование. Оборудование для газлифтной эксплуатации скважин

4.3 СКВАЖИННЫЕ КАМЕРЫ ТИПОВ К, КТ, КТ1 И KТ1H

4.4 ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН ГАЗЛИФТНЫМ СПОСОБОМ

ГАЗЛИФТНЫЕ УСТАНОВКИ ТИПОВ Л, ЛН, ЛНТ И ЛНП

4.4 СКВАЖИННЫЕ КАМЕРЫ ТИПОВ К, КТ, КТ1 И KТ1H