Главная страница
Навигация по странице:

  • Маркировка насосно-компрессорных труб

  • Условные обозначения клапана

  • Рис. Скважинная камера и размещение в ней газлифтного клапана Пакер

  • Конструкция пакера ПН-ЯГМ

  • Принцип действия пакера ПН-ЯГМ.

  • Рис. Пакер ПН-ЯГМ Маркировка

  • Рис. Превентор плашечный Рис. Оборудование устья ОУГ

  • Техническая характеристика ОУГ-80х35

  • В комплект инструмента ГК

  • Рис. Набор инструментов, спускаемых в скважину

  • Техническая характеристика

  • газлифт. Оборудование для газлифтной эксплуатации скважин


    Скачать 365 Kb.
    НазваниеОборудование для газлифтной эксплуатации скважин
    Дата01.04.2023
    Размер365 Kb.
    Формат файлаdoc
    Имя файлагазлифт.doc
    ТипЛекция
    #1029430

    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


    1. 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.




    1. 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.




    1. 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 3с разделителем, плашечного превентора 4с 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.


    написать администратору сайта