Оборудование при фонтанной эксплуатации

              

Скважины, эксплуатирующиеся  газлифтным способом, можно разделить на следующие категории:

1. С высокими коэффициентом продуктивности К и забойным давлением Рзаб.

2. С НИЗКИМ К И ВЫСОКИМ Рзаб

3. С высоким  К и низким Рзаб

4. С НИЗКИМИ  К И Рзаб

           Указанные характеристики скважины в сочетании с другими ее параметрами (свойства жидкости, состояние эксплуатационной колонны, наличие песка, парафина в продукции скважины и т. д.) являются определяющими при выборе газлифтной установки. 

Установки для газлифтного способа добычи нефти

Газлифтная  установка Л

            Установка Л (рис. 3.2) включает устьевое оборудование - фонтанную арматуру АФКЗа-210 1 и скважинное оборудование, состоящее из скважинных камер К2, газлифтных клапанов типа Г3, пакера ПН-ЯГМ 4 и приемного клапана 5 [1].

          Пакер для разобщения зон затрубного пространства препятствует поступлению нагнетаемого в скважину газа в колонну подъемных труб и способствует более полному использованию пластовой энергии, уменьшению пульсации забойного давления во время работы скважины.

           Жидкость из пласта с растворенным газом поступает в колонну подъемных труб, где при уменьшении давления до давления насыщения газ выделяется и совершает работу по подъему

жидкости  с забоя на устье.

 
 
 

           

             

               Установку Л рекомендуется спускать в скважину непосредственно после бурения. В период фонтанирования перепускные отверстия скважинных камер перекрывают глухими пробками. Пробуренная скважина, освоенная без пакера, может вскрыть пласт с достаточной энергией для поддержания установившегося потока в колонне подъемных труб в течение длительного периода. Однако со временем запас энергии уменьшается, непрерывное фонтанирование прекращается и начинается пульсация потока.

Для перевода скважины на газлифтный способ эксплуатации глухие пробки заменяют газлифтными клапанами  без подъема насосно-компрессорных  труб набором инструментов канатной техники из комплекта КИГК.  

Газлифтная  установка ЛН

             

            Установка ЛН предназначена для эксплуатации наклонно направленных скважин, у которых угол вертикального отклонения достигает 55°. В таких скважинах значительно осложняется посадка скважинного оборудования, клапанов, пакеров и др.  

Газлифтная  установка ЛП 

               Установка ЛП периодического действия с отсечкой нагнетаемого газа на устье (рис. 3.5) состоит из наземного и скважинного оборудования.

             Установка ЛП работает следующим образом. Под действием давления газа, нагнетаемого в затрубное пространство, с помощью пусковых газлифтных клапанов снижается  уровень жидкости в нем до глубины установки рабочего клапана. После обнажения рабочего клапана нагнетаемый газ через клапан, газоотводящее устройство поступает в камеру замещения, аэрирует накопившуюся в камере жидкость и вытесняет ее по колонне подъемных труб на поверхность.

            В момент начала перелива жидкости в выкидную линию при помощи регулятора цикла времени прекращается подача газа в скважину и происходит разрядка колонны подъемных труб. Разрядка кольцевого пространства камеры замещения от остатков нагнетаемого и выделяющегося из скважинной жидкости газа осуществляется с помощью разрядного клапана 9, который работает от перепада давления, обеспечивая пропуск газа после про давки жидкости. По мере снижения давления в камере замещения открывается приемный клапан 10, и камера наполняется жидкостью в течение промежутка времени, установленного регулятором цикла времени СР-2. Далее процесс повторяется. 

Скважинное  оборудование для газлифтного способа добычи нефти

1. Газлифтные клапаны 

             Газлифтные клапаны — устройства для автоматического установления или прекращения сообщения между внутренней полостью колонны подъемных труб и затрубным пространством, занятым нагнетаемым в скважину газом. 

           Все известные газлифтные клапаны можно классифицировать следующим образом:

по  назначению - пусковые и рабочие;

по принципу управления - управляемые давлением нагнетаемого газа; управляемые давлением газожидкостной смеси в подъемных трубах; управляемые перепадом трубного и затрубного давлений;

по  способу размещения в колонне подъемных  труб - эксцентрично расположенные и центральные;

по  типу чувствительного  элемента клапана  — сильфонные, пружинные, мембранные и комбинированные;

по  способу установки - съемные и стационарные. 

            Пусковые клапаны обеспечивают пуск скважины методом аэрации при последовательном автоматическом увеличении глубины ввода газа. При работе скважины на установившемся режиме пусковые клапаны остаются все время закрытыми, а газ подается через рабочие клапаны. Управляющим давлением для этих клапанов является давление газожидкостной смеси в колонне подъемных труб. 

            Широкое применение в нефтедобывающей промышленности нашли газлифтные клапаны с сильфонным чувствительным элементом. Сильфонную камеру клапана заряжают азотом, давление которого в ней для правильной работы клапана должно быть увязано с параметрами скважины и нагнетаемого газа.

2. Скважинные камеры 

             В скважинных камерах газлифтных установок в процессе эксплуатации скважины фонтанным и затем газлифтным способами устанавливаются глухие пробки, ингибиторные, циркуляционные газлифтные клапаны.

           

                                         

            Газ или жидкость (для ингибиторного и циркуляционного клапанов) поступает из затрубного пространства через перепускные отверстия а камер к клапану. Клапаны и пробки уплотняются в кармане двумя наборами уплотнительных манжет, для которых предусмотрены посадочные шейки в кармане. Для фиксации клапанов и пробок в кармане предусмотрены специальные расточки, в которые входит фиксирующая цанга или кулачок фиксатора.

Камера  КТ (см. рис. 3.9) применяется для установок  периодического газлифта ЛП и имеет газоотводящий патрубок 4, соединяемый с газоотводящим устройством. 

3. Пакеры и якори 

         Современные газлифтные установки, как правило, снабжены пакерами для изоляции затрубного пространства скважины от трубного, разобщения зон затрубного пространства, предотвращения пульсирующей работы скважины, более полного использования энергии расширения газа, поступающего из пласта, а также для предотвращения воздействия на забой давления нагнетаемого газа. 

4. Циркуляционные и ингибиторные клапаны 

              В современном скважинном оборудовании для газлифтного способа добычи нефти, особенно при эксплуатации скважины в период ее естественного фонтанирования, для освоения, глушения и промывки скважины, обработки скважины различными химическими реагентами и других технологических операций применяются циркуляционные клапаны.

                Циркуляционные клапаны могут спускаться на колонне подъемных труб (центральные, стационарные) либо устанавливаться инструментами канатной техники в карманах скважинных камер в период работ с их участием (эксцентричные, съемные).

Различаются клапаны гидравлические, управляемые (открытые и закрытые) давлением  жидкости, механические, управляемые  инструментами канатной техники, и гидромеханические с применением обоих способов. 

             Циркуляционный клапан КЦГ предназначен для быстрого глушения скважины в аварийных ситуациях.

              Клапан КЦГ является клапаном разового действия и открывается при избыточном давлении в подъемных трубах или в затрубном пространстве.

              Клапан КЦГ открывается при подаче давления внутрь за счет разности уплотняемых диаметров втулки, ствола и золотника. При этом золотник, срезая винты, спускается по стволу и открывает перепускные отверстия клапана. 

5. Клапаны-отсекатели  и замки 

            Клапаны-отсекатели предназначены для перекрытия подъемных труб скважин при разгерметизации устья или при отклонении режима работы скважины от заданных пределов. 

           Замок, соединенный со спускным инструментом при помощи канатной техники, фиксирует клапан-отсекатель в посадочном ниппеле.

\ 
 

6. Разъединитель колонны 

           Разъединитель предназначен для соединения колонны подъемных труб с пакером и их разъединения в фонтанных и газлифтных скважинах. 

7. Приемный клапан и глухая пробка 

           Клапан КПП (рис. 3.19) предназначен для временного перекрытия прохода колонны подъемных труб в период посадки пакера, а также при проведении технологических операций выше пакера (промывки надпакерной зоны, очистки от парафина и т. д.).

            Приемный клапан при помощи набора инструментов канатной техники устанавливается в ниппеле, спускаемом в скважину в составе скважинного оборудования.

 

             Глухая пробка П предназначена для перекрытия канала подъемных труб при ремонте и профилактике скважинного оборудования

            Пробка, корпус которой соединен с замком, спускается в скважину на спускном инструменте с помощью канатной техники.

            Пробка спускается в открытом положении.

            Перед извлечением пробки ударами ясса вниз спускной инструмент перемещает шток пробки вниз, открывая перепускное отверстие. После выравнивания давления пробка извлекается инструментом подъема замка. 

Устьевое  оборудование газлифтных скважин 

             Условия эксплуатации газлифтных скважин требуют герметизации и разобщения межтрубного пространства, подвески одного или нескольких рядов насосно-компрессорных труб, расположенных в скважине концентрично, параллельно или комбинированно. Эти требования выполняются при установке на устье скважины специальной арматуры.

Одним из основных требований к конструкции  газлифтной устьевой арматуры является обеспечение минимальных местных гидравлических сопротивлений. Для этого необходимо применять арматуру, где нет резких изменений направления потока, что особенно важно для скважин с низкими дебитами и рабочими давлениями Как известно, дебит газлифтной скважины в значительной степени зависит от устьевого давления, повышение которого приводит к соответствующему возрастанию забойного давления и уменьшению притока из пласта.

              Устьевое оборудование фонтанных скважин в основном удовлетворяет приведенным требованиям, за исключением некоторых, связанных со спецификой газлифтного способа эксплуатации скважин. Поэтому обычно устье газлифтных скважин оборудуется фонтанной арматурой.

В соответствии с ГОСТ 13846 отечественные заводы выпускают фонтанные арматуры на давление от 7 до 70 МПа с диаметром  прохода стволовой части елки от 50 до 150 мм, из которых для оборудования устья газлифтных скважин применяются рассчитанные на рабочее давление (по ряду) 7, 14, 21, 35 МПа и с условным диаметром I прохода стволовой елки 50, 65, 80, 100 мм.