Газлифтные установки типов Л, ЛН, ЛНТ и ЛНП

Газлифтные установки типов Л, ЛН и ЛНТ предназначены для добычи нефти непрерывным газлифтом, а типа ЛНП — перио­дическим газлифтом.

Установки типов ЛН, ЛНТ и ЛНП применяются в наклонно направленных скважинах.

В условном обозначении установок Л — установка для до­бычи нефти непрерывным газлифтным способом, ЛН — то же, из наклонных скважин, ЛНТ — то же из высокодебитных сква­жин по затрубному пространству, ЛНП — то же периодическим газлифтным способом; первое число после буквенного обозна­чения— условный диаметр лифтовой колонны насосно-компрес-сорных труб (мм); Б — условный размер применяемого газ-лифтного клапана; последующее двухзначное число — значение допустимого перепада давления на скважинное оборудование; последнее трехзначное число — максимальный диаметр пакера (мм), К—исполнение по коррозионностойкости. Например, ЛН-60Б-21-118, ЛН-73Б-35-112К2, ЛНТ-73Б-35.

Газлифтные установки типов Л и ЛН. Установка типа Л, предназначенная для добычи нефти в вертикальных скважинах, включает в себя скважинное оборудование, состоящее из сква­жинных камер типа К, газлифтных клапанов типа Г, пакера ПН-ЯГМ и приемного клапана.

Для монтажа газлифтных клапанов Г-38 и Г-38Р в карманах скважинных камер установок применяют кулачковые фикса­торы ФК-38.

Газлифтная установка типа ЛН предназначена для добычи нефти газлифтным способом из условно вертикальных и на­клонно направленных скважин (рис. 4.4,а).

Рабочая среда — нефть, газ, пластовая вода с содержанием С0₂ до 1 % и механических примесей до 0,1 г/л.

Оборудование предусматривает возможность перевода сква­жин с фонтанного способа эксплуатации на газлифтный без подъема скважинного оборудования.

Установка включает в себя скважинные камеры КТ или К.Т1, газлифтные клапаны 2Г или 5Г, пакер 2ПД-ЯГ с гидравли­ческим управлением, ниппель, глухую и циркуляционную пробки.

В период фонтанирования скважины в карман скважинных камер устанавливают пробки. При переводе скважины на газ­лифтный способ эксплуатации пробки заменяют газлифтными клапанами. Посадка газлифтных клапанов обеспечивается со­вместно с отклонителем типа ОК или ОКС.

После спуска скважинного оборудования, монтажа фонтан­ной арматуры и посадки пакера, а также замены глухих пробок на газлифтные клапаны в затрубное пространство скважины через отвод трубной головки нагнетают газ. Под давлениями нагнетаемого газа и гидростатического столба жидкости в сква­жине все газлифтные клапаны открываются и жидкость перете­кает из затрубного пространства в подъемные трубы.

Уровень жидкости в затрубном пространстве понижается. При обнажении первого клапана нагнетаемый газ поступает в подъемные трубы и выбрасывает столб жидкости выше кла­пана. Давление в подъемных трубах на глубине установки пер­вого клапана уменьшается и жидкость из затрубного простран­ства продолжает перетекать через нижние клапаны в подъем­ные трубы. Уровень жидкости в затрубном пространстве понижается и обнажается второй клапан.

Так как давление закрытия первого верхнего клапана меньше давления открытия второго клапана, первый клапан закрывается. Нагнетаемый газ начинает поступать в подъемные трубы через второй клапан. Столб жидкости выше второго кла­пана аэрируется и выносится на поверхность. Давление в подъ­емных трубах на глубине расположения второго клапана умень­шается, что приводит к дальнейшему перетоку жидкости из затрубного пространства в подъемные трубы через последующие клапаны. Уровень жидкости в затрубиом пространстве понижа­ется и достигает третьего клапана. Нагнетаемый газ начи­нает поступать в подъемные трубы через третий клапан. Уро­вень жидкости в затрубном пространстве продолжает пони­жаться и в момент обнажения третьего клапана закрывается второй.

Процесс продолжается до вступления в работу нижнего ра­бочего клапана, когда газ поступает с подъемные трубы через рабочий клапан, а все вышерасположенные (пусковые) кла­паны закрыты.

Работа скважины на заданном технологическом режиме осу­ществляется через нижний клапан.

3 Зяклз №. «5 65

Техническая характеристика газлифтных установок типов Л и ЛН

Условный диаметр эксплуатационной колон­
ны, мм................................................................. 146; 168

Условный диаметр насосно-компрессорных труб,

мм.......................................................................... 60; 73; 89

Рабочее давление, МПа.................................... 21; 35

Максимальная глубина спуска скважинного обо­
рудования, м....................................................... 3 500

Температура рабочей среды, °С.................................. 100—120

Угол отклонения ствола скважины от верти­
кали, град................................................................................... 55

Габаритные размеры, мм:

длина..................................................................... 15025—21 830

диаметр................................................................. 112—145

Масса, кг.................................................................. 312—704

Газлифтная установка типа ЛНТ предназначена для освое­ния и эксплуатации высокодебитных нефтяных наклонно-на­правленных скважин по затрубному пространству (рис. 4.4,6).

Рабочая среда — нефть, газ, пластовая вода с содержанием механических примесей до 1 г/л, СО₂ до 0,2 %, HgS до 0,1.%.

Установка включает в себя скважинные камеры КТ1Н, газ-лифтные клапаны ЗГ, приемный клапан КПП, ниппеля и глу­хую пробку.

Скважинное оборудование — составное, съемного исполнения, что позволяет проводить многократные спускоподъемные опе­рации с газлифтными клапанами и замену их без подъема на­сосно-компрессорных труб.

После спуска скважинного оборудования и монтажа фонтан­ной арматуры в трубное пространство нагнетается газ. Под дав­лениями нагнетаемого газа и гидростатического столба жидко­сти в скважине все газлифтные клапаны открываются, и жид­кость из трубного пространства перетекает в затрубное. Уровень жидкости в трубном пространстве понижается. При обнаже­нии первого клапана нагнетаемый газ поступает в затрубное пространство и выбрасывает столб жидкости выше клапана. Давление в затрубном пространстве на глубине установки пер­вого клапана уменьшается, и продолжается переток жидкости из трубного пространства скважины в затрубное через нижние клапаны. Уровень жидкости в трубном пространстве понижа­ется, и обнажается второй клапан. Нагнетаемый газ поступает в затрубное пространство через первый и второй клапаны. Столб жидкости в затрубном пространстве выше второго клапана аэрируется и выносится на поверхность. Давление в затрубном пространстве на глубине расположения второго клапана умень­шается, что приводит к дальнейшему перетоку жидкости из трубного пространства в затрубное через последующие кла­паны.

Уровень жидкости в трубном пространстве понижается и до-

стигает третьего клапана. При этом давление нагнетаемого газа в трубном пространстве уменьшается, и первый клапан закры­вается. Нагнетаемый газ поступает в затрубное пространство через второй и третий клапаны.

Уровень жидкости в трубном пространстве продолжает по­нижаться, и в момент обнажения четвертого клапана закрыва­ется второй и т. д. Понижение уровня жидкости в трубном про­странстве скважины продолжается до глубины расположения последнего (рабочего) клапана.

Работа скважины на заданном технологическом режиме осу­ществляется через нижний газлифтный клапан при закрытых верхних (пусковых) клапанах, работающих только в период пуска и освоения скважины.

Техническая характеристика газлифтной установки ЛНТ

Условный диаметр эксплуатационной колонны труб, мм 146; 168

Условный диаметр насосно-компрессорных труб, мм

Рабочее давление, МПа.................................................

Максимальная глубина спуска оборудования, м... 3 500

Угол отклонения ствола скважины от вертикали, град

Температура рабочей среды, °С................................... 100

Габаритные размеры, мм:

длина................................................................................ 13300

диаметр............................................................................ 117

Масса, кг........................................................................................ 260

Газлифтная установка типа ЛНП в отличие от типа ЛН включает в себя только скважикные камеры, типа КТ1, газлифт­ные клапаны типа 5Г, разъединитель колонны типа 4РК, пакер 2ПД-ЯГ, клапан приемный типа КПП1 с ниппелем и перевод­ником.

Для снижения уровня жидкости в затрубном пространстве до уровня нижнего клапана и опорожнения колонны насосно-компрессорных труб скважину сначала осваивают непрерывным газлифтным способом аналогично установкам ЛН.

После определенного времени работы скважины в непрерыв­ном режиме и по мере достижения пролетного состояния, через

Техническая характеристика газлифтной установки ЛНП

Условный диаметр эксплуатационной колонны

труб, мм.......................................................................... 146; 168

Условный диаметр насосно-компрессорных труб,

мм......................................................................................... 60;"73

Рабочее давление, МПа*....................................................... 21; 35

Максимальная глубина спуска оборудования,' м. 2 500
Угол отклонения ствола скважины от верти­
кали, градус.............................................................................. 0,96

Температура рабочей среды, °С......................................... 403

Габаритные размеры, мм:

длина............................................................................. 16745—18000

диаметр.............................................................................. 112—145

Масса, кг.............................................................................. 475—515

3* 67

последний клапан с помощью наземной системы автоматиче­ского управления устанавливается периодический режим ра­боты скважины. Клапан приемный предотвращает обратный пе­реток жидкости.