газлифт. Оборудование для газлифтной эксплуатации скважин
 Скачать 349.5 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. 19 Нр1 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 цир куляционных 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. |