ОЗавдання заняття. 2.1оОбґрунтування та вибір основних параметрів газліфтного підйомника2.1оОбґрунтування та вибір основних параметрів газліфтного підйомника. 2.2оПеревірка правильності вибору основних параметрів газліфтного підйомника. 2.3оРозрахунок місця встановлення та тиску спрацювання газліфтних клапанів. 2.4оВибір обладнання, що входить до складу газліфтного підйомника.
3оТривалість заняття Заняття розраховано на 4 години.
4 Основні теоретичні відомості Суть газліфтного способу експлуатації полягає в забезпеченні фонтанування свердловини шляхом подачі до низу колони НКТ необхідної кількості стисненого газу. Газліфтна експлуатація свердловин може бути безперервною або періодичною. Періодичний газліфт застосовується на свердловинах з дебітом від 40 до 60 м3/добу або з низьким пластовим тиском. Висота підйому рідини при газліфті залежить від можливого пускового тиску газу і глибини занурення колони НКТ під динамічний рівень. В середньому діапазон використовуваних значень пускового тиску газу складає від 4 до 14іМПа. Важливою особливістю газліфтного способу є широкий діапазон можливих подач, що дозволяє його використовувати для експлуатації свердловин як з низьким (менше 40 м3/добу), так і високим дебітами (до 1600 м3/добу), а також свердловин з високими газовими факторами і вибійними тисками нижче тиску насичення. Принципова схема газліфтного циклу наведена на рисунку 2.1. За наявності газової свердловини високого тиску реалізується безкомпресорний газліфт. Газ із свердловини 1 через газовий сепаратор 2 подається в теплообмінник 3. Нагрітий газ після додаткового очищення в сепараторі 4 проходить через газорозподільну батарею 5 і направляється до газліфтних свердловин 6. Продукція свердловин направляється в нафтогазовий сепаратор 7, після чого нафта поступає в колектор, а газ, що містить краплі нафти, проходить додаткове очищення в сепараторі 8 і після стиснення в компресорній станції 9 поступає в систему промислового збору.
1 - газова свердловина високого тиску; 2, 4, 8 - газовий сепаратор; 3 - теплообмінник; 5 - газорозподільна батарея; 6 - газліфтна свердловина; 7 - нафтогазовий сепаратор; 9 – компре-сорна станція І – газ високого тиску з газової свердловини; ІІ – продукція газліфтної свердловини; ІІІ – нафта; ІV – газ низького тиску, який містить крапельну нафту; V – газ низького тиску, очищений від нафти; VІ – стиснутий газ в систему промислового збору; VІІ – газ високого тиску після компресорної станції
Рисунок 2.1 – Схема газліфтного циклу при видобут-кунафти
Якщо газової свердловини високого тиску немає, то для газліфта використовується попутній нафтовий газ. Після стиснення газ з компресорної станції 9 послідовно проходить теплообмінник 3, газовий сепаратор 4 і так далі, поки знову не поступить на станцію 9. В даному випадку використовується замкнутий газліфтний цикл, при якому газ, що нагнітається в свердловини, багато разів використовується для підйому рідини. Залежно від числа рядів труб, концентрично розміщених у свердловині, розрізняють конструкції дво-, півтора - та однорядних підйомників (рис. 2.2), а залежно від скерування подачі газу – кільцеву та центральну системи підйомників. При кільцевій газ подають у кільце – затрубний (між колоною НКТ та експлуатаційною колоною) чи міжтрубний (між двома колонами НКТ) простори. При центральній - газ подають у центральні труби.
а, б, в – відповідно дво-, півтора- і однорядний підйомники кільцевої системи; г – однорядний підйомник центральної системи
Рисунок 2.2 – Газліфтні підйомники
На сьогоднішній час випускають комплектні газліфтні установки для безперервного газліфта типу Л і для похило-скерованих свердловин типу ЛН, ЛНТ, а для періодичного газліфта – типу ЛНП, причому установка ЛНТ призначена для відбору рідини із високопродуктивних свердловин по затрубному простору. Умовні позначення установок можуть приймати наступний вигляд: ЛН-73Б-35-112К2, ЛНТ-73Б-35. В них: Л, ЛН, ЛНТ, ЛНП – тип газліфтної установки; перше число після букв – умовний діаметр колони НКТ, мм; букви А, Б, В – умовний зовнішній діаметр газліфтного клапана, який дорівнює відповідно 38, 25 і 20 мм; наступне двозначне число – допустимий перепад тиску на свердловинне обладнання, МПа; останнє тризначне число – максимальний діаметр пакера, мм; К – виконання за корозійною стійкістю (К1 – для середовищ, що містять СО2 до 6%; К2 – для середовищ, що містять СО2 та Н2S до 6%; К3 – для середовищ, що містять Н2S і СО2 до 25%; І – для випадків, коли в свердловині застосовуються інгібітори). Технічна характеристика газліфтних установок наведена в таблиці 2.2. До складу свердловинного обладнання газліфтної установки входять свердловинні камери, газліфтні клапани, проміжний пакер з гідромеханічним керуванням і приймальним клапаном (рис. 2.3). У процесі експлуатації свердловин застосовують різні методи зниження пускового тиску, які базуються на видаленні частини рідини з підйомної колони. Найбільш ефективним є застосування пускових газліфтних клапанів. Пускові клапани встановлюють у свердловинних камерах, які входять до складу колони НКТ, нижче за статичний рівень рідини. Умовне позначення клапанів: Г - газліфтний клапан сильфонного типу; число після букви - умовний зовнішній діаметр клапана в мм; Р - робочий газліфтний клапан, без букви Р - пусковий; одиниця перед буквою Г - номер моделі. Технічна характеристика газліфтних клапанів наведена в таблиці 2.3. Газліфтні клапани Г (рис. 2.4) складаються з пристрою для зарядки, сильфонної камери, пари шток-сідло, зворотного клапана і пристрою фіксації клапана в свердловинній камері. Сильфонну камеру заряджають азотом через золотник, встановлений у вкрученому заряднику. Тиск в сильфонній камері клапана регулюють через зарядник на спеціальному стенді. Сильфонна камера – герметична зварна посудина високого тиску, основним робочим органом якої є металевий багатошаровий сильфон. . 1 – прийомний клапан; 2 – пакер; 3 – посадочний ніпель для опресовування колони НКТ; 4 – колона НКТ; 5 – газліфтний робочий клапан; 6 – газліфтний пусковий клапан; 7 – колонна головка; 8 – фонтанна арматура Рисунок 1.3 – Схема розміщення свердловинного обладнання газліфтної установки
Пара шток-сідло – запірний пристрій клапана, до якого газ поступає через отвір, що сполучається із кільцевим простором через вікна свердловинної камери. Отвір розташований між двома комплектами манжет, завдяки чому створюється герметичний канал для надходження газу, що нагнітається із кільцевого простору
а, в – клапан закритий; б, г – клапан відкритий; 1 – вузол зарядки; 2 – корпус; 3 – сильфон; 4 – шток; 5 – сідло; 6 – корпус сідла; 7 – вузол зворотного клапана; 8 - штуцер Рисунок 2.4 – Пусковий (а, б) і робочий (в, г) силь-фонні газліфтні клапани
Зворотний клапан призначений для запобігання перетікання рідини з колони НКТ в кільцевий простір свердловини. Газліфтні клапани Г за призначенням поділяють на пускові і робочі. Регулювальним тиском для пускових клапанів (рис. 2.4 а, б) є тиск газу, що нагнітається в кільцевий простір свердловини. При їх роботі газ через отвори А проникає в порожнину, де впливаючи на ефективну площу сильфона, стискає його, внаслідок чого шток піднімається, і газ, відкриваючи зворотний клапан, поступає в колону НКТ та аерує рідину. Газ, що нагнітається, знижує рівень рідини в кільцевому просторі нижче першого клапана. При цьому через отвір клапана газ поступає в підйомні труби, рівень рідини підвищується. Поступово рівень рідини в кільцевому просторі знижується і відкривається другий клапан. Перший клапан при цьому закривається і аерація відбувається через другий клапан. Число клапанів залежить від тиску газу підведеного до свердловини та її глибини. Закриваються вони послідовно по мірі зниження рівня в кільцевому просторі свердловини в момент, коли перепад між тиском в кільцевому просторі і в колоні НКТ, що діє на клапан, досягає заданого значення. Зниження рівня рідини в кільцевому просторі свердловини триває до глибини розташування нижнього (робочого) газліфтного клапана. На заданому технологічному режимі свердловина працює через робочий газліфтний клапан при закритих верхніх (пускових) клапанах, які використовуються тільки в період пуску свердловини. Тиском керування для робочих клапанів (рис. 2.4 в, г) є тиск рідини в колоні НКТ. При роботі цих клапанів рідина з колони НКТ через отвір Б в клапані поступає в порожнину В, через отвір Д в сідлі проходить в порожнину під сильфон і, стискаючи його, відтягує шток від сідла і відкриває клапан. Застосування газліфтних клапанів дозволяє автоматично регулювати надходження газу, що нагнітається з кільцевого простору в колону НКТ. Газліфтні клапани в свердловинних камерах встановлюють спеціальним інструментом, що спускається на дроті гідравлічної лебідки. Ексцентричність камери забезпечує при встановленому клапані збереження вільного проходу насосно-компресорної труби, що дозволяє виконувати необхідні роботи в свердловині без підняття НКТ. Завдяки цьому свердловина під газліфтну експлуатацію може бути обладнана безпосередньо після закінчення буріння шляхом опускання НКТ з глухими клапанами (пробками). Після закінчення фонтанування або після зниження устьового тиску глухі клапани замінюються на робочі і переводять свердловину на газліфтну експлуатацію. Свердловинні камери призначені для: - посадки газліфтних або інгібіторних клапанів; - глухих або циркуляційних пробок при експлуатації нафтових свердловин фонтанним чи газліфтним способами. Умовні позначення камер: К – свердловинна камера без газовідвідного пристрою, КН – те ж, з газовідводом, КТ – без газовідводу з напрямом для відхилювача ОК. Технічна характеристика свердловинних камер наведена в таблиці 2.4.
|
