Оборудование для газлифтной эксплуатации

Контрольные вопросы

1. Схема установки погружных центробежных электронасосов, состав и
назначение отдельных элементов.

2. Подразделение установок ЭЦНМ по группам, исполнению и пара­
метрам.

3. Конструктивное исполнение погружного центробежного электронасоса.

4. Назначение термоманометрической системы ТМС-3 и диапазон конт­
роля.

5. Назначение модуль-газосепаратора, типы и параметры.

6. Установки погружных винтовых электронасосов, область применения
и параметры.

7. Основное отличие погружных винтовых от погружных центробежных
электронасосов.

8. Основные технические показатели погружных винтовых электрона­
сосов.

9. Схема установки погружных диафрагменных электронасосов и об­
ласть применения.

Глава 4

ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ГАЗЛИФТНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Один из механизированных способов добычи нефти — газлифт-ный, при котором жидкость из скважины поднимается за счет энергии газа, нагнетаемого под давлением с поверхности. Раз­личают компрессорный газлифт и бескомпрессорный (исполь­зуется газ высокого давления от газовой скважины).

Газлифтный способ добычи нефти позволяет эффективно экс­плуатировать скважины со значительным отклонением от вер­тикали, с низкими динамическими уровнями и высокой темпе­ратурой, продукция скважин содержит большое количество газа, песка и воды.

Наиболее рациональная технологическая схема газлифтной эксплуатации — замкнутый газлифтный цикл (рис. 4.1), при ко­тором нагнетаемый в скважины газ многократно используется для подъема жидкости из скважины.

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

При непрерывном газлифтном способе газ нагнетают в ко­лонну подъемных труб или в затрубное пространство, и жид­кость непрерывно поднимают 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 выбирают оптимальный (по минимальному расходу нагнетаемого газа и геолого-техническим условиям).

Для добычи нефти непрерывным газлифтным способом из одного пласта скважины выпускают 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 выпускают газлифтную установку типа ЛНП с регулиро­ванием цикличности подачи газа.

Газлифтные установки типа Л, ЛН, ЛНТ и ЛНП имеют съемные клапаны, устанавливаемые в эксцентрично располо­женных карманах скважинных камер, чем обеспечивается со­хранение центрального проходного сечения подъемных труб, по­зволяющее проводить все технологические операции в скважине без подъема труб.

ГАЗЛИФТНЫЕ КЛАПАНЫ

Газлифтные клапаны автоматически регулируют поступление газа, нагнетаемого из затрубного пространства в колонну подъ­емных труб при газлифтной добыче нефти (табл. 4.1).

В условном обозначении клапанов Г — газлифтный клапан сильфонного типа; первое число после буквы — условный на­ружный диаметр клапана в мм; следующие две цифры — ра­бочее давление в МПа; Р — рабочий газлифтный клапан, без буквы Р — пусковой; К2 — коррозионностойкий до 6% ШЗ и С0₂. Например, Г-38-21 или ГР-38-21.

Газлифтный клапан типа Г состоит из устройства для за­рядки, сильфонной камеры, пары шток — седло, обратного кла­пана и устройства фиксации клапана в скважинной камере.

Камеру заряжают азотом через золотник, установленный во ввернутом заряднике. Газлифтные клапаны типа Г по назна­чению делят на пусковые и рабочие (рис. 4.2). Управляющим давлением для пусковых клапанов (рис. 4.2, а, б) является дав­ление газа, нагнетаемого в затрубное пространство скважины. При их работе газ через отверстия А проникает в полость, где, воздействуя на эффективную площадь сильфона, сжимает его, в результате чего шток поднимается, и газ, открывая обратный клапан, поступает в подъемные трубы, аэрируя в них жидкость. По мере эксплуатации уровень жидкости в кольцевом простран­стве снижается, и обнажается второй клапан. При этом пер­вый клапан закрывается, и аэризация происходит через второй клапан. Число клапанов зависит от давления газа в скважине и ее глубины. Закрываются клапаны последовательно, по мере снижения уровня в кольцевом пространстве скважины, в мо­мент, когда перепад давлений в кольцевом пространстве и подъ­емной колонне, действующей на клапан, достигает заданного.

Понижение уровня в затрубном пространстве скважины про­должается до глубины расположения нижнего (рабочего) кла­пана. Управляющим давлением для рабочих клапанов (рис. 4.2, в, г) служит давление жидкости в колонне подъемных труб. При работе этих клапанов жидкость из колонны подъем­ных труб через отверстие Б в клапане поступает в полость, а через отверстие Д в седле проходит в полость под сильфон и, сжимая его, оттягивает шток от седла и открывает клапан.

Таблица 4.1. Техническая характеристика газлифтных клапанов

Рис. 4.2. Пусковой (а, б) и рабочий (в, г) снльфонные газлифтные клапаны: _{а в} _ клапан закрыт; б, г — клапан открыт; / — узел зарядки; 2 — корпус; 3 — силь-ф_он; 4 — шток; 5 —седло; 6 — корпус седла; 7 —узел обратного клапана; 8 — штуцер

Газлифтные клапаны в скважинных камерах устанавливают специальным инструментом, спускаемым на проволоке гидрав­лической лебедки.

Подъем и посадку клапанов можно осуществлять в процессе, эксплуатации скважины без извлечения НКТ. Под газлифтную эксплуатацию скважину можно оборудовать после окончания бурения и вскрытия эксплуатационного объекта спуском насос-но-компрессорных труб с глухими клапанами. По окончании фонтанирования или после снижения устьевого давления глу­хие клапаны заменяют рабочими, и скважину переводят на газлифтную эксплуатацию.

СКВАЖИННАЯ КАМЕРА

Скважинные камеры предназначены для посадки газлифтных или ингибиторных клапанов, глухих или циркуляционных про­бок при эксплуатации скважин фонтанным или газлифтным способом (табл. 4.2 и 4.3).

В условном обозначении камер К — камера, Т — назначение по углу отклонения от оси скважины по вертикали, цифра по­сле букв — цельноштампованное исполнение рубашки, Н—-с газоотводом, две последующие цифры — условный размер лиф­товой колонны в мм, А или Б — условный размер применяемого газлифтного клапана, двухзначное число — значение рабочего

Таблица 4.2. Техническая характеристика скважинных камер типа КТ

Таблица 4.3. Техническая характеристика скважинных камер типа КТ1

давления в скважинной камере, К2 — коррозионное исполнение для H₂S и CU2 до 6 %. Камера типа К (рис. 4.3) состоит из на­конечников, рубашки и кармана. Для уплотнения клапана в кармане предусмотрены посадочные поверхности d\ и dz. В кармане камеры имеются перепускные отверстия, через ко­торые газ поступает к газлифтному клапану и, открывая его, газирует жидкость в подъемных трубах. При ремонтно-профи-лактических работах в кармане можно установить циркуля-

Рис. 4.3. Скважинная камера (а) и размещение в ней газ-лифтного клапана (б):

/ — наконечник; 2 — рубашка; 3 — карман под клапан; 4 —отвер­стия; 5—муфта; 6, 8 — патрубки; 7 — газлифтный клапан

цнонную пробку, а при необходимости закрытия перепускных отверстий — глухую пробку.

В верхней части камеры типа КТ имеется направляющая втулка с пазом для защелки отклонителя типа ОК или ОКС.

Скважинная камера типа КТ1 в отличие от камер КТ имеет цельноштампованную рубашку.

Скважинная камера типа КТ1Н отличается от скважинных камер типа КТ1 тем, что нижний конец кармана камеры удли­нен и выведен за рубашку для нагнетания рабочего агента в затрубное пространство через газлифтный клапан.

Один из обязательных элементов скважинного оборудова­ния газлифтных скважин — промежуточный пакер с гидромеха­ническим управлением. Он предназначен для изоляции затруб-ного пространства скважин от трубного, а также разобщения зон затрубного пространства, расположенных выше и ниже его. Пакер применяют в вертикальных, наклонных, глубоких и сильно искривленных скважинах.