газлифт. Оборудование для газлифтной эксплуатации скважин
 Скачать 365 Kb.
|
|
Лекция на тему: «Оборудование для газлифтной эксплуатации скважин». Комплектность установки при ГЭС. 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. ГЭС   Подземное Наземное оборудование  НКТ Оборудование устья ОУГ-80х35 Пакер Установка ЛСГ для проведения Газлифтные клапаны скважинных работ Скважинные камеры Набор инструмента типа ГК 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: В зависимости от назначения и условия применения Фонтанные – при применении в фонтанных скважинах Насосные – при эксплуатации в насосных скважинах Компрессорные – при газлифтной эксплуатации скважин. 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. 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 сплаваэмаль 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 
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 плашечныйРис. 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. |