Вопрос 4.12. Внутрискважинное оборудование
При газлифте
При компрессорном газлифте, также как и бескомпрессорном для
пуска скважины в работу требуется значительно большее давление,
чем в процессе работы. Для снижения пускового давления в скважине
на подъемной колонне устанавливают пусковые клапаны. При их
установке происходит ввод газа в подъемную колонну, сначала в верхнюю
часть колонны от уровня установки первого пускового клапана,
потом от второго и т. д., пока весь столб поднимаемой смеси не
будет газирован (рис. 4.17, а...е).
Все многообразие глубинных клапанов можно классифицировать
по следующим признакам:
1. По назначению:
1.1. Пусковые
1.2. Рабочие
1.3. Концевые
2. По конструкции:
2.1. Пружинные
2.2. Силбфонные
2.3. Комбинированные
Рис. 4.17. Схема работы пускового клапана
3. По характеру работы:
3.1. Нормально открытые
3.2. Нормально закрытые
4. По давлению срабатывания
4.1. От давления в затрубном пространстве
4.2. От давления в НКТ (подъемнике)
По принципу действия клапаны являются дифференциальными.
Принципиальные схемы пусковых клапанов показаны на рис. 4.18
(а, б, в, г). При подаче газа в затрубное пространство жидкость из последнего
выжимается в насосно-компрессорные трубы через отверстия
в ниппеле. На поверхности устанавливается необходимая площадь
проходного сечения отверстий с помощью перекрытия их регулировочным
кольцом. После того как к пусковому клапану подойдет газ,
он начнет поступать в насосно-компрессорные трубы, (НКТ), смешается
с жидкостью и поднимет ее до устья. Часть жидкости будет
отведена через устьевое оборудование. Оставшаяся в скважине смесь
жидкости с газом будет создавать уже меньший напор у пускового
клапана.
Газ сможет продолжать отжимать уровень жидкости в затрубном
пространстве. Давление газа в затрубье будет снова повышаться.
У клапана 2 возникнет определенная разность давления - снизу большее
давление газа в затрубье, сверху меньшее давление смеси в НКТ.
Тогда клапан 2 поднимется, сжимая пружину 6, перекроет отверстия
в ниппеле и закроет доступ газа в насосно-компрессорные трубы.
Рис. 4.18. Принципиальные схемы глубинных клапанов:
а - пружинный; б - сильфонный, срабатывающий от давления в затрубном
пространстве Рк; в - сильфонный, срабатывающий от давления в трубах Рт,
(подъемнике); г - комбинированный; 1 - нижнее седло клапана; 2 - нижний клапан;
3 - шток клапана; 4 - сильфонная камера; 5 - регулировочная гайка; 6 - пружина;
7 - упор пружины; 8 - отверстие в корпусе клапана; 9 - верхний клапан;
10 - верхнее седло клапана; 11 - корпус клапана; 12 - стенка НКТ
Усилие пружины, действующее на клапан 2, можно изменять
с помощью регулировочной гайки 5. Пружина пускового клапана защищена
кожухом.
Расстояние между пусковыми клапанами должно быть такое, чтобы
при закрытии верхнего клапана жидкость в затрубье была отжата
газом до пускового клапана, находящегося ниже первого. При этом
газ начинает поступать в нижний клапан, и столб жидкости в насос-
но-компрессорных трубах уменьшает свой вес. Далее продолжается
отжатие жидкости в затрубном пространстве, в полости ниже второго
пускового клапана.
Клапаны устанавливаются на внешней поверхности труб, и для
смены или регулировки их необходим подъем всей колонны. Это неудобство
устраняется новым методом установки газлифтных клапанов
(рис. 4.19), когда клапан 5 спускается внутрь подъемной колонны
1, доводится до кармана 4 скважинной камеры 2 и устанавливается
в нем с помощью кулачкового фиксатора 3.
В скважинное газлифтное оборудование входят
также пакер 6 и приемный клапан 7. Клапаны могут
спускаться на проволоке или сбрасываться
в трубы. Подъем таких клапанов возможен без
подъема колонны насосно-компрессорных труб
и производится с помощью специальных съемников,
спускаемых во внутреннюю полость подъемной
колонны.
Скважинное газлифтное оборудование такого
типа, предназначенное для эксплуатационной колонны
диаметром 168 и 146 мм, имеет шифры:
Л-73А-210, Л-73Б-210, Л-60А-210, Л-60Б-210, где
числа 73 и 60 - условный диаметр подъемных труб,,
мм; 210 - рабочее давление, 10-1 МПа.
Оборудование комплектуется от 1 до 9 пусковыми
газлифтными клапанами и одним рабочим
клапаном и, соответственно 2... 10 скважинными
камерами, 2...10 кулачковыми фиксаторами ФК (не
входят в комплект оборудования типов Л-73Б-210
и Л-60Б-210), пакером ПН-ЯГМ, приемным клапаном,
переводниками.
Газлифтные клапаны на рабочее давление
21 МПа имеют шифры: Г-38, Г-38Р, Г-38-70Д, Г-25,
Г-25Р, 1Г-25,1Г-25Р, Г-20, Г-20Р, где 38,25,20 - условный
диаметр клапана, мм; Р - рабочий клапан
(остальные - пусковые); Д - камера клапана заполнена
демпфирующей жидкостью.__
Рис. 4.19.
Скважинная
газлифтная камера
В газлифтных клапанах Г роль пружины (см. рис. 4.18, б, позиция 4)
выполняет сильфон, заряженный под давлением 0,2 ... 0,7 МПа азотом.
Газлифтные клапаны типа Г по назначению делятся на пусковые
и рабочие.
Скважинные камеры с эксцентричным расположением кармана
для клапанов являются наиболее совершенными и распространенными.
Они сохраняют проходное сечение в месте установки клапана,
равным проходному сечению колонны подъемных труб. Это позволяет
проводить все скважинные работы (исследование, промывку
призабойной зоны, смену съемных элементов скважинного оборудования)
без извлечения колонны подъемных труб.
Скважинная камера К (рис. 4.20, а) представляет собой сварную
конструкцию, состоящую из рубашки 2, выполненной из специальных
овальных труб, и двух наконечников 1 с резьбой насосно-комп-
рессорных труб по ГОСТ 633.
В рубашке камеры предусмотрен карман 3 для установки клапанов
и пробок с помощью набора инструментов канатной техники
через устье скважины, герметизированное оборудованием ОУГ
80x350.
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
о f г З а
Рис. 4.20. Скважинные камеры типов К (а); КН (б); КТ (в)
1 - наконечник; 2 - рубашка; 3 - карман; 4 - газоотводящий патрубок;
5 – направляющая
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 КН (см. рис. 4.20, б) применяется для установок периодического
газлифта ЛП и имеет газоотводящий патрубок 4, соединяемый
с газоотводящим устройством.
Камера КТ (см. рис. 4.20, в) отличается от камеры типа К наличием
в верхнем наконечнике направляющей оправки 5, позволяющей
для посадки клапанов использовать консольный отклонитель
типа О К, обеспечивающий надежность работ в наклонных скважинах.
Управляющее давление для пусковых клапанов - давление газа,
нагнетаемого в затрубное пространство скважины. При работе указанных
клапанов газ через отверстия проникает в полость, где, воздействуя
на эффективную площадь сильфона, сжимает его. В результате
этого шток поднимается, и газ, открывая обратный клапан, поступает
в подъемные трубы, аэрируя жидкость в них.
Управляющее давление для рабочих клапанов - давление жидкости
в колонне подъемных труб. При работе этих клапанов жидкость
из колонны подъемных труб через отверстие в клапане поступает
в полость, где, сжимая сильфон, оттягивает шток от седла
и открывает клапан.
Для регулирования режима нагнетания газа предусмотрены сменные
дроссели.
Клапаны типов Г-38 и ГР-38 фиксируются в скважинных камерах
при помощи кулачкового фиксатора ФК-38, навинченного на
клапан. При посадке кулачок фиксатора, задевая за край кармана,
утапливается в окне фиксатора, а после входа в канавку кармана он
выходит из окна, фиксируя клапан.
В клапанах типов 2Г, 5Г, ЗГ фиксирующим элементом служит
цанга.
Скважинные камеры обозначаются аналогично скважинному
газлифтному оборудованию: К-73А-210, К-73Б-210, К-60А-210,
К-60Б-210. Корпус камеры имеет овальную форму. Это позволяет
располагать газлифтные клапаны эксцентрично и поэтому проходное
сечение подъемной колонны в области скважинных камер не
уменьшается.
Скважинное газлифтное оборудование первой категории качества
имеет среднюю наработку на отказ до 10000 ч, высшей категории -
до 15000 ч.
Вопрос 4.13. Схема ШСНУ
Штанговые скважинные насосные установки (ШСНУ) предназначены
для подъема пластовой жидкости из скважины на дневную поверхность.
Около70% действующего фонда скважин оснащены глубинными скважинными насосами. С их помощью добывается в стране около 30% нефти.
В настоящее время ШСНУ, как правило, применяют на скважинах с дебитом до 30...40 м3 жидкости в сутки, реже до 50 м3 при средних глубинах подвески 1000... 1500 м. В неглубоких скважинах установка обеспечивает подъем жидкости до 200 м3/сут.
В отдельных случаях может применяться подвеска насоса на глубину до 3000 м.
Широкое распространение ШСНУ обусловливают следующие факторы:
1) относительная простота ее конструкции;
2) простота обслуживания и ремонта в промысловых условиях;
3) удобство регулировки;
4) возможность обслуживания установки работниками низкой квалификации;
5) малое влияние на работу ШГНУ физико-химических свойств откачиваемой жидкости;
6) высокий КПД (в извлечении нефтяной части флюидов);
7) возможность эксплуатации скважин малых диаметров.
Установка состоит из:
1) Наземное оборудование:
· привода,
· устьевого оборудования,
2) Внутрискважинное оборудование:
· насосных штанг,
· глубинного насоса,
· вспомогательного подземного оборудования,
· насосно-компрессорных труб.
Привод предназначен для преобразования энергии двигателя в возвратно-поступательное движение колонны насосных штанг. В большинстве ШСНУ (рис. 4.21) в качестве привода применяют балансирные станки-качалки.
Балансирный станок-качалка состоит из:
1) рамы 2, установленной на массивном фундаменте 1. На раме смонтированы:
· стойка 9, на которой с помощью шарнира укреплен балансир 10, имеющий на одном конце головку 12 на другом - шарнир, соединяющий его с шатуном 7.
· шатун соединен с кривошипом 5, укрепленном на выходном валу редуктора.
· входной вал редуктора посредством клиноременной передачи соединен с электродвигателем 3.
2) головка балансира соединена с колонной штанг с помощью канатной
подвески 13.
Устьевое оборудование 1 предназначено для:
1) герметизации полированного штока 14 с помощью сальника 21, направления потока жидкости потребителю,
2) подвешивания НКТ,
3) замера затрубного давления и проведения исследовательских работ
в скважине.
Колонна насосных штанг II соединяет канатную подвеску насоса с плунжером глубинного насоса. Колонна собирается из отдельных штанг 18. Штанги имеют длину по 8...10 м, диаметр 16...25 мм и соединяются друг с другом посредством муфт 23. Первая, верхняя штанга 14 имеет поверхность, обработанную по высокому классу чистоты, и называется полированной (сальниковой) штангой.
Рис.4.21. Штанговая скважинная насосная установка:
1 - фундамент; 2 - рама; 3 - электродвигатель; 4 - цилиндр; 5 - кривошип; 6 - груз;
7 - шатун; 8 - груз; 9 - стойка; 10 - балансир; 11 - механизм фиксации головки
балансира; 12 - головка балансира; 13 - канатная подвеска; 14 - полированная штанга;
15 - оборудование устья скважины; 16 - обсадная колонна; 17 - насосно-
компрессорные трубы; 18 - колонна штанг; 19 - глубинный насос; 20 - газовый якорь;
21 - уплотнение полированной штанги; 22 - муфта трубная; 23 - муфта штанговая;
24 - цилиндр глубинного насоса; 25 - плунжер насоса; 26 - нагнетательный клапан;
27 - всасывающий клапан
Колонна НКТ II служит для подъема пластовой жидкости на поверхность и соединяет устьевую арматуру с цилиндром глубинного насоса. Она составлена из труб 17 длиной основной части комплекта (80%) по 8...12 м, диаметром 38...100 мм, и доборными трубами (20%) с длинной 1; 1,5; 2; 2,5; 3; 3,5 соединенных трубными муфтами 22.
В верхней части колонны установлен устьевой сальник, герметизирующий насосно-компрессорные трубы. Через сальник пропущена полированная штанга. Оборудование устья скважины имеет отвод, по которому откачиваемая жидкость направляется в промысловую сеть.
Глубинный штанговый насос III представляет собой насос одинарного
действия, который состоит из:
1) цилиндра 24, прикрепленного к колонне НКТ,
2) плунжера 25 соединенного с колонной штанг.
3) нагнетательный клапан 26 установлен на плунжере, а всасывающий 27 - в нижней части цилиндра.
Ниже насоса при необходимости устанавливается газовый IV или песочный якорь. В них газ и песок отделяются от пластовой жидкости.
Газ направляется в затрубное пространство между насосно-компрессорной 17 и обсадной 16 колоннами, а песок осаждается в корпусе якоря.
Принцип работы ШСНУ. При работе ШСНУ энергия от электродвигателя передается через редуктор к кривошипно-шатунному механизму, преобразующему вращательное движение выходного вала редуктора через балансир в возвратно-поступательное движение колонны штанг. Связанный с колонной плунжер также совершает возвратно-поступательное движение в цилиндре.
При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан закрыт давлением жидкости, находящейся над плунжером, и столб жидкости в колонне НКТ движется вверх – происходит откачивание жидкости. В это время впускной (всасывающий) клапан открывается, и жидкость заполняет объем цилиндра насоса под плунжером.
При ходе плунжера вниз всасывающий клапан под действием давления столба откачиваемой жидкости закрывается, нагнетательный клапан открывается и жидкость перетекает в надплунжерное пространство цилиндра (заполнение).
Откачиваемая жидкость отводится из колонны через боковой отвод устьевого сальника и направляется в промысловую сеть.