Лабораторна робота № 4. 4.1.1 Вивчення конструкцій та принципу дії обладнання для газліфтної експлуатації свердловин.

ВИВЧЕННЯ КОНСТРУКЦІЙ ОБЛАДНАННЯ ДЛЯ ГАЗЛІФТНОЇ ЕКСПЛУАТАЦІЇ СВЕРДЛОВИН, ВИЗНАЧЕННЯ ЕКСПЛУАТАЦІЙНИХ ПАРАМЕТРІВ ГАЗЛІФТНИХ КЛАПАНІВ

 

4.1 МЕТА I ЗАДАЧІ РОБОТИ

4.1.1 Вивчення конструкцій та принципу дії обладнання для газліфтної експлуатації свердловин.

4.1.2 Ознайомлення з параметрами обладнання для газліфтної експлуатації свердловин та умовами його експлуатації.

4.1.3 Складання детального опису конструкцій газліфтних клапанів i свердловинних камер за результатами огляду i вимірювань.

4.1.4 Складання переліку технологічних операцій зі встановлення i заміни свердловинного обладнання газліфтної свердловини.

4.1.5 Тарування газліфтних клапанів та регулювання тиску їх відкривання.

 

4.2 ОБЛАДНАННЯ, ІНСТРУМЕНТ

4.2.1 Навчально-демонстраційний стенд «Газліфтна експлуатація свердловин».

4.2.2 Стенд для тарування газліфтних клапанів пружинного типу.

4.2.3 Натурні взірці газліфтних клапанів i свердловинних камер.

4.2.4 Необхідна нормативно-технічна та довідкова інформація.

4.2.5 Ілюстрації схем i конструкцій газліфтного обладнання.

4.2.5 Вимірювальний інструмент: лінійка, штангенциркуль.

 

4.3 ТРИВАЛІСТЬ РОБОТИ

Робота розрахована на 2 години.

 

 

4.4 МЕТОДИЧН1 ВКА31ВКИ ПО ПІДГОТОВЦ1 ТА ПРОВЕДЕННЮ РОБОТИ

Заняття розраховано на роботу студентів, розділених на підгрупи. Робота проводиться згідно індивідуальних завдань. Індивідуальні завдання видаються студентам після попереднього контролю готовності до виконання лабораторної роботи.

При підготовці до лабораторної роботи необхідно ознайомитись з даними методичними вказівками. Рівень підготовки студента повинен забезпечити виконання лабораторної роботи згідно п. 4.6 протягом 2 годин.

 

4.5 ЗАГАЛЬНІ ВІДОМОСТІ

Широкого використання набули газліфтні установки таких типів: Л, ЛН, ЛНТ та ЛНП. Перші три установки призначені для видобування нафти неперервним газліфтом, а установка ЛНП - для видобування нафти періодичним газліфтом.

В загальному газліфтна установка включає устьове обладнання (фонтанну арматуру) та свердловинне обладнання.

В комплект свердловинного обладнання газліфтних установок входять: свердловинні камери, газліфтні клапани, кулачкові фіксатори (для встановлення клапанів Г-38), пакери (крім установок ЛНТ), роз'єднувачі колон (дляустановок ЛНТ-2К i ЛНП), інгібіторні i циркуляційні клапани, глухі пробки, прийомні клапани (для установок ЛНТ i ЛНП), посадочні ніпелі, гідродомкрати (для установки ЛН-К2), НКТ i запасні частини. В залежності від дебіту свердловин використовують високогерметичні НКТ різних типорозмірів.

4.5.1 Газліфтні клапани

Газліфтні клапани призначені для автоматичного з'єднання або роз'єднання затрубного простору з внутрішньою порожниною насосно-компресорних труб під дією регульованого тиску газу, що нагнітається в свердловину. Клапани спрацьовують під дією тиску газу, який нагнітається в затрубний пpoстip, газорідинної cyміші в колоні НКТ та перепаду тиску в затрубному просторі i колоні НКТ.

Газліфтні клапани поділяються на: пускові та робочі; зрівноважені i незрівноважені; мембранні (сильфонні), пружинні i комбіновані; знімні i стаціонарні. Схеми найбільш поширених газліфтних клапанів сильфонного типу зображені на рисунку 4.1.

а, б – керуються тиском газу в затрубному просторі; в, г – керуються тиском газорідинної суміші в колоні насосно-компресорних труб;

1 – вузол розрядки; 2 – кожух; 3 – сильфон; 4 – шток; 5 – сідло; 6 – корпус сідла; 7 – зворотний клапан; 8 – дросель

Рисунок 4.1–Схеми газліфтних клапанів сильфонного типу

 

Основним елементом сильфонної камери є сильфон i зарядний пристрій із золотником, через який проводиться зарядка сильфонної камери інертним газом (азотом) під тиском, який визначається необхідним тиском відкривання клапана. Пара " сідло-шток" являє собою запірний пристрій клапана, до якого газ або газорідинна суміш поступає через спеціальні отвори.

У пускових клапанах (Г-20, Г-25, 1Г-25, Г-33) запірний пристрій відкривається під дією регульованого тиску газу, що подається в затрубний простір свердловини, а робочих клапанів (Г-20Р, Г-25Р, 1Г-25Р, Г-38Р) – під дією регульованого тиску газорідинної суміші (рідини) в колоні НКТ. Вузол зворотного клапана призначений для запобігання перетоку газорідинної суміші (рідини) з колони НКТв затрубний простір свердловини.

Газліфтні клапани пружинного типу в більшості випадків виконують функції пускових клапанів. Вони монтуються в свердловинній камері (оправці) (рис. 4.7) за допомогою різьбової частини ніпеля і спеціального упора. Загальний вигляд такого клапана наведений на рисунку 4.2.

1 – ніпель; 2 – перехідник; 3 – гвинт; 4 – ущільнення; 5 – шток;

6 – пружина; 7 – корпус; 8 – пружина; 9 – клапан конічний;

10 – гайка; 11 – ущільнення; 12 – сідло

Рисунок 4.2–Газліфтний клапан пружинного типу

 

Основним його елементом є конічний клапан 9 із гайкою 10 для регулювання тиску відкривання. Регулювання тиску відкривання здійснюється шляхом зміни висоти пружини 8. Також тиск відкривання клапана залежить від діаметра центрального отвора в сідлі 12.

4.5.2 Циркуляційні клапани

Циркуляційні клапани призначені для з'єднання затрубного простору з підйомними трубами в процесі освоєння, проведення ремонтно-профілактичних робіт (клапани типу КЦМ, рис. 4.3) та глушінні свердловин (клапани типу КЦГ, рис. 4.4).

а б

а – виконання І; б – виконання ІІ;

1 – корпус; 2 – фіксатор; 3 – ущільнення; 4 – перепускний отвір конуса; 5 – перепускний отвір гільзи; 6 – гільза

Рисунок 4.3–Клапани типу КЦМ

В залежності від конструктивного виконання циркуляційні клапани можуть опускатись у свердловину на колоні НКТ (стаціонарні) або із застосуванням канатної техніки встановлюватись в кишені свердловинних камер (ексцентричні).

Переміщення гільзи в клапанах КЦМ здійснюється штовхачем, який опускається в свердловину канатною технікою, а зрізання гвинтів в клапанах КЦГ - шляхом створення перепаду тиску на деталі клапана в колоні НКТабо затрубному просторі.

 

4.5.3 Інгібіторні клапани

Інгібіторні клапани застосовуються для подачі інгібіторів функціонального призначення із затрубного простору в колону НКТ в процесі експлуатації свердловини.

а б

а – виконаня I; б – виконання ІІ;

1 – втулка; 2 – золотник; 3 – ствол; 4 – гвинт золотника;

5 – гвинт втулки

Рисунок 4.4 – Центральні циркуляційні клапани типу КЦГ

Стаціонарні інгібіторні клапани типу КІНГ (рис. 4.5) монтуються в свердловині на колоні НКТ, а клапани типу КІНГС (рис. 4.6) розміщуються i фіксуються в свердловинних камерах спеціального призначення за допомогою інструменту канатної техніки. Тиск відкривання клапанів для перепуску інгібіторів із затрубного простору регулюється зусиллям пружини.

1 – головка; 2, 6 – кульки; 3, 7 – сідла; 4 – шайби; 5 – пружина;

8 – фільтр; 9 – корпус

Рисунок 4.5–Інгібіторний клапан КІНГ

 

4.5.4 Свердловинні камери

Свердловинні камери призначені для розміщення в них газліфтних, циркуляційних, інгібіторних клапанів, глухих або циркуляційних пробок.

Свердловинні камери виготовляються суцільно-штампованими, з овальних або круглих труб, з ексцентричним, центральним та зовнішнім розміщенням кишень длястаціонарних та нестаціонарних газліфтних клапанів, із газовідвідними пристроями та без них (рис. 4.7, 4.8). Широке застосування мають камери типу К, КГ – без газовідвідного пристрою та КН – з газовідвідним пристроєм.

 

1 – головка; 2, 8 – ущільнення; 3 – дросель; 4 – сідло; 5 – кулька;

6 – шток; 7 – пружина; 9 – втулка; 10 – корпус зворотного клапана;

11 – цанга; 12 – штифт; 13 – втулка; 14 – клапан зворотний;

15 – наконечник

Рисунок 4.6 – Інгібіторний клапан КПНГС

1, 7– патрубки; 2 – перехідник; 3 – місце посадки газліфтного клапана; 4 – газліфтний клапан, 5 – упор; 6 – контргайка

Рисунок 4.7 – Свердловинні камери (оправки)

 

4.5.5 Телескопічні з’єднання

Дані пристрої призначені для компенсації температурних зміндовжини колони НКТ та зняття натягу, який виникає після посадки пакера. На рисунку 4.9 зображено телескопічне з’єднання типу СТ, яке призначене компенсувати лише видовження колони. У свердловину з'єднання опускають в розкритому положенні.

 

а

б

 

в

а – К, б – КН, в – КТ.;

1 – наконечник; 2 – оболонка; 3 – кишеня; 4 – газовідвідний патрубок

Рисунок 4.8–Свердловинні камери

 

4.5.6 Роз’єднувач колони НКТ

Роз'єднувач застосовується в комплекті свердловинного обладнання для роз'єднання колони НКТ в свердловині від пакера та їх з'єднання (рис. 4.9). Пристрій опускається у свердловину на колоні НКТ i встановлюється над пакером. При роз'єднанні колони верхня частина роз'єднувача разом із колоною НКТ, яка знаходиться над ним, піднімається на поверхню. Нижня частина разом із пакером i приєднаним до неї обладнанням залишається у свердловині.

Операції, як по роз'єднанню колони так i по її з'єднанню, виконуються iз застосуванням інструментів канатної техніки.

 

 

1 – циліндр, 2 – ущільнення; 3 – шток; 4 – шпонка; 5 – гайка

Рисунок 4.9–Телескопічне з’єднання

 

 

а б

а – виконання 1; б – виконання 2;

1 – циліндр; 2 – цанга верхня; 3 – шток; 4 – ущільнення;

5 – центратор; 6 – цанга нижня; 7 – фіксатор; 8 – гільза; 9 – кулачки; 10 – упор; 11 – цанготримач

Рисунок 4.10–Роз′ єднувач колони НКТ

4.6 ПОРЯДОК ВИКОНАННЯ РОБОТИ

4.6.1 Після допуску до виконання лабораторної роботи отримати у викладача індивідуальне завдання.

4.6.2 Описати призначення та принцип роботи газліфтної установки, зарисувати компонувальну схему обладнання.

4.6.3 Детально розглянути виданий викладачем натурний взірець або ілюстрацію, на якій зображено газліфтне обладнання.

4.6.4 Описати призначення, принцип роботи та проаналізувати умови експлуатації отриманого натурного взірця.

4.6.5 Описати послідовність операцій по встановленню та демонтажу обладнання у свердловині.

4.6.6 Використовуючи рисунок 4.2 та натурний взірець газліфтного клапана пружинного типу, вивчити його конструкцію та принцип дії.

4.6.7 З допомогою пристрою наведеного на рисунку 4.11 провести тарування пружини конічного клапана. Для цього:

– шляхом припіднімання штока 3 пересвідчитися в тому, що пружина конічного клапана знаходиться у ненавантаженому стані;

– за допомогою лінійки 2, прикріпленої до корпусу газліфтного клапана 1, визначити висоту пружини конічного клапана у ненавантаженому стані;

– шляхом провертання гайки 4 усунути зазори у механізмі навантажування та створити навантаження на пружину рівне 10 Н;

– з допомогою лінійки визначити висоту пружини при дії на неї вказаного вище навантаження;

– подальшим провертанням гайки 4 досягнути створення навантаження рівного 20 Н та визначити висоту пружини при вказаному навантаженні;

– шляхом повторення аналогічних операцій досягнути максимальної деформації пружини, фіксуючи при цьому значення навантаження та висоти пружини на кожному з етапів.

 

1 – клапан; 2 – лінійка; 3 – шток; 4 – гайка; 5 – динамометр

Рисунок 4.11–Тарувальний пристрій

 

4.6.8 За результатами тарування побудувати залежність зусилля стиску пружини від її висоти в кординатах, зображених на рисунку 4.12.

4.6.9 Виміряти з допомогою штангенциркуля діаметр центрального отвору сідла 12 (див. рис. 4.2) та визначити його площу. Для цього використати натурний взірець газліфтного клапана.

4.6.10 Для тисків відкриття клапана, отриманих згідно індивідуального завдання, визначити відповідні їм значення зусилля відкриття . При цьому скористатися наступною залежністю:

,

де – тиск відкриття клапана;

– площа центрального отвору сідла, що перекривається конічним клапаном;

– діаметр центрального отвору сідла.

4.6.11 На основі результатів, отриманих при таруванні пружини конічного клапана (рис. 4.12), встановити її висоту необхідну для створення визначеного зусилля і відповідне положення гайки механізму регулювання тиску спрацювання.

 

Рисунок 4.12–Координатна сітка тарувального графіка

 

4.6.12 Оформити, дати викладачу на перевірку i захистити звіт з лабораторної роботи.

 

4.7 ВИМОГИ ДО ОФОРМЛЕНИЯ ЗВ1ТУ ПО РОБОТІ

В звіті з лабораторної роботи повинні міститися такі матеріали:

4.7.1 Короткий опис призначення i принципу роботи газліфтної установки.

4.7.2 Схему обладнання газліфтної установки.

4.7.3 Опис призначення вузла (деталі) досліджуваного об'єкта за п. 4.6.3.

4.7.4 Послідовність виконання операцій за п. 4.6.5.

4.7.5 Результати тарування газліфтного клапана пружинного типу.

4.7.6 Результати отримані за п. 4.6.11.

 

4.8 ПИТАНИЯ ДЛЯ САМОКОНТРОЛЮ ПІДГОТОВКИ

4.8.1 Перелічіть технологічні ознаки, за якими використання газліфтних установок є найбільш раціональним.

4.8.2 Охарактеризуйте свердловинне обладнання, що входить в комплект газліфтних установок.

4.8.3 В яких випадках використовують газліфтні установки ЛН, ЛНТ, ЛНП?

4.8.4 Які основні відмінності конструкцій газліфтних клапанів piзних типів?

4.8.5 Як здійснюється встановлення та заміна свердловинного обладнання газліфтних установок?

4.8.6 Яке обладнання, крім газліфтних клапанів, встановлюється в кишенях свердловинних камер?

4.8.7 Як здійснюється побудова тарувальних графіків для пружин стиску газліфтних клапанів?

 

4.9 РЕКОМЕНДОВАНІ ДЖЕРЕЛА ІНФОРМАЦІЇ

4.9.1 Справочное пособие по газлифтному способу эксплуатации скважин. Под. ред. Зайцева Ю.В. – М.: Недра, 1984.

4.9.2 Нефтепромысловое оборудование. Справочник / Под ред. Е.И.Бухаленко. – М.: Недра, 1990.

4.9.3 Молчанов Г.В., Молчанов А.Г. Машины и оборудование для добычи нефти и газа. – М.: Недра, 1984.