Газлифтный способ добычи нефти. Газлифт. Один из механизированных способов добычи нефти газлифтный, при котором жидкость из скважины поднимается за счет энергии газа, нагнетаемого под давлением с поверхности
 Скачать 142.64 Kb.
|
1 2 Маркировка На наружной поверхности клапанов нанесена следующая маркировка: -наименование и товарный знак завода-изготовителя; -шифр, заводской номер, дата выпуска (месяц, год). Условное обозначение Условное обозначение клапана: 3Г-25Р,где 3 – номер модели; Г – газлифтный клапан сильфонного типа; 25 – условный наружный диаметр клапана в мм; Р – рабочий газлифтный клапан (без буквы «Р» - пусковой). Устройство и работа клапана Газлифтные клапаны типа Г состоят из устройства для зарядки сильфонной камеры, пары шток-седло, обратного клапана и устройства фиксации клапана в скважинной камере.  Рисунок 3. Клапан пусковой 2Г-25: 1- головка; 2 - пробка; 3 - кольцо; 4- ввертыш; 5 - золотник; 6 - втулка; 7 - манжетодержатель; 9 - кольцо стопорное; 10 - камера сильфона; 11 - кожух сильфона; 12 - сильфон; 13 - шток; 14,24 - седло; 16, 26 - корпус седла; 19 - корпус обратного клана; 20 - цанга; 21 - шрифт срезной; 22 - обратный клапан. Сильфонная камера 10 представляет собой герметичный сварной сосуд высокого давления, основным органом которого является металлический, многослойный сильфон 12. В сильфонную камеру ввертывается вставка 4 с золотником 5, через который производится зарядка и регулирование давления сильфонной камеры. Узел сильфона защищается кожухом 11. Головка 1 служит для посадки и съема клапана. Втулка 6 предназначена для посадки газлифтного клапана с помощью инструмента для спуска типа 1ИСК-22. Пара «шток-седло» состоит из штока 13 и седла 14 и предназначена для сообщения трубного пространства с затрубным. Узел обратного клапана, состоящий из клапана обратного 22, корпуса 19 и наконечника 23, предназначен для предотвращения перетока (обратного) жидкости из внутренней полости подъемных труб в затрубное пространство. Для обеспечения герметичности в месте посадки клапана в карман скважинной камеры, на корпусе седла 16 и сильфонной камеры 10 имеются уплотнительные манжеты 8 и 17. Цанга 20 предназначена для фиксации клапана в кармане скважиной камеры. Управляющим давлением для пусковых клапанов является давление газа, нагнетаемого в затрубное пространство скважины. Газ попадает через боковое отверстие «В» в полость (внутреннюю) «Б», где, воздействуя на эффективную площадь сильфона, сжимает его, в результате чего шток поднимается от седла 14, открывая доступ рабочего агента в подъемные трубы. Управляющим давление для рабочих клапанов является давление жидкости в колонне подъемных труб. При работе рабочего клапана жидкость, находящаяся в подъемных трубах, проходя через отверстие «Е» в пространство «Б» и сжимая сильфон 12, открывает доступ нагнетаемого агента в подъемные трубы. Величина давления зарядки сильфона регулируется в зависимости от глубины погружения клапана. Для регулирования режима нагнетания газа предусмотрены сменные дроссели. 4. Пакеры Пакеры относятся к подземному оборудованию, предназначенному для отбора газа ( или нефти) из скважин, в которых эксплуатируются два или несколько продуктивных пластов. Кроме того, пакеры могут быть установлены в скважинах, эксплуатирующих только один продуктивный пласт, если давление на забое скважины превышает допустимое для эксплуатационной колонны, а также при добыче газа, содержащего агрессивные компоненты. В первом случае установка пакера между эксплуатационной и фонтанной колоннами предупреждает механическое, во втором - коррозионное разрушение эксплуатационной колонны. Пакеры предназначены для герметизации кольцевого зазора между обсадными и насосно-компрессорными трубами с целью защиты эксплуатационной колонны от действия высокого давления и вредного действия пластовой или обрабатывающей жидкости разобщения пластов, изоляции соседних интервалов перфорации перед цементажом под давлением, защиты пласта от давления сжатого газа при газлифтном способе добычи нефти, заякоривания насосно-компрессорных труб, при насосном способе добычи, широко применяют при различных ремонтных, изоляционных работах, осуществлении мероприятий по воздействию на призабойную зону скважин, а также при совместно-раздельной эксплуатации скважин. Пакеры 1ПД - ЯГ и 2ПД – ЯГ, также используемые при ГРП, состоят из верхнего и нижнего якорных устройств, уплотнения, гидроцилиндра и фиксатора. По типам подразделяются на механические и гидравлические. Установка производится в следующем порядке: однотрубный и двухтрубный пакеры опускают в скважину на колонне НКТ до места, где должен монтироваться трехтрубный пакер. Пакеры устанавливаются над эксплуатационным объектом, из которого ведут добычу природных углеводородов с целью разобщения зон затрубного пространства, расположенных выше и ниже пакера. Классификация пакеров Пакеры выпускаются следующих типов: - ПВ - перепад давления направлен вверх; - ПН - перепад давления направлен вниз; - ПД - перепад давления направлен вниз и вверх. - По принципу действия пакеры могут быть: механические М, гидравлические Г гидромеханические ГМ. - По способу установки в скважину пакеры делятся на устанавливаемые на трубах или на канате. - Пакеры могут быть извлекаемые и неизвлекаемые. - По количеству проходных каналов пакеры могут быть одно- и двухствольными. Первые предназначены для работы с одной колонной труб, вторые — с двумя. Двухствольные пакеры могут быть с параллельным и концентричным расположением стволов. При работе пакера в скважине необходим его упор. По типу упоров пакеры могут быть с упором через шлипсовый захват за обсадную колонну и стык обсадных колонн в муфтовом соединении, а также с упором на забой. В производстве встречаются следующие виды продукции этой категории: Забойные пакеры. Пакеры этого типа с клапаном-отсекателем пласта устанавливается на длительный период эксплуатации скважины в забое (над её фильтровой частью) для предотвращения самопроизвольного аварийного фонтанирования во время подземного ремонта (из-за высокого пластового давления, при поломке узлов фонтанной арматуры и т. п.). Пакеры-разобщители. Эта категория пакеров используется для разобщения полостей буровой скважины, соединённых с разными продуктивными горизонтами, для извлечения пластовой жидкости (газа) отдельно из каждого горизонта по стволу одной скважины без смешивания добываемой жидкости (газа), а также раздельной закачки в разные пласты жидкости или газа по одной скважине. Изолирующие пакеры используют при активном абразивном или сильно коррозионном воздействии пластовой жидкости (газа, воды) на эксплуатационную колонну скважины. В этом случае пакер изолирует затрубное пространство, что позволяет направить весь поток добываемой жидкости по центральному ряду подъёмных труб. Посадка пакера Пакер спускается в скважину в составе обсадной колонны и устанавливается в заданном интервале (примерно на 1,5-2 м ниже установочной глубины). Это позволит убедиться в отсутствии помех в зоне установки, которые могли бы показать ложное закрепление инструмента. После чего пакер поднимается до установочной глубины, колонна НКТ проварачивается вправо на несколько оборотов с учетом потери на 1000 м один оборот. Это переведет замковый сегмент в посадочное положение и подготовит пакер к распакеровке. Далее прикладывается установочная осевая нагрузка на пакер (от 4 до 12 тонн). При этом закроется циркуляционный канал, шлипсы врежутся зубцами в стенки обсадной колонны, закрепляя пакер в колонне. Под действием нагрузки уплотнительные манжеты прижмутся к обсадной колонне. Пакер перейдет в положение “посадки”. Конструкция пакера позволяет проводить предварительную посадку на небольшой глубине для проверки его работоспособности.  Рисунок 4. Пакер типа 2ПД-ЯГ-Д-35:1 — муфта; 2 — якорное устройство верхнее; 3 — устройство уплотнительное (комплект манжет); 4 — якорное устройство нижнее; 5 — ствол; 6 — клапан срезной. Пакер состоит из верхней муфты 1 с присоединительной резьбой, верхнего якорного устройства 2, комплекта уплотнительных манжет 3, нижнего якорного устройства 4, ствола 5 и срезного клапана 6. Особенностями конструкции являются: специальная термообработка плашек, обеспечивающая их износостойкость, легкость съема. СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ 1.Нефтегазопромысловое оборудование [Текст]: учебник для подготовки дипломированных специалистов по направлениям 65.07.00 "Нефтегазовое дело" специальности 09.06.00 "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений" и 665.73.00 "Оборудование и агрегаты нефтегазового производства" специальности 17.02.00 "Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов" / А. А. Ишмурзин; УГНТУ. -Уфа: Нефтегазовое дело, 2008. - 565 с. 2.Расчеты машин и оборудования для добычи нефти и газа: учебно-практическоепособие / А. И. Снарев. - М.:Инфра-Инженерия, 3.Нефтегазопромысловое оборудование [Текст]: справочник по дисциплине "Нефтегазопромысловое оборудование" для студентов нефтяников всех форм обучения специальностей "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений". 4.Нефтегазопромысловое оборудование [Текст]: учебное пособие для студентов всех форм обучения по специальности 090600, 080500, 090700, 170200, 07190 / В. Г. Крец, Л. А. Саруев, В. Г. Лукьянов ; Томский политехнический университет. - 3-еизд. - Томск : ТПУ, 2002. - 184 с. 5.Интернет-ресурс http://refleader.ru/jgemerotrujgmer.html 6.Интернет-ресурс http://www.drillings.ru/2pd-yag-d 1 2 |