Файл: Справочник по нефтепромысловому оборудованию..pdf

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 29.02.2024

Просмотров: 509

Скачиваний: 10

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

РИС. 51. Газлифтные установки Л

и ЛН

(а) и

ЛП(б):

 

 

 

/ — фонтанная

арматура; 2 — регулятор

цикла

времени

СР-2;

3 — скважинная ка­

мера К

или КТ; 4 — скважинная

камера КН;

5 — газлифтный

клапан Г;

6 — газо­

отводное

устройство;

7 — пакер;

5 — камера

замещения;

9 — разрядный

клапан;

10 — приемный

клапан;

// — ниппель приемного

клапана;

12 — кулачковый

фиксатор

ФК-38

 

 

 

 

 

 

 

 

 


стве скважины продолжается до глубины расположения нижнего (рабо­ чего) клапана.

Работа скважины на заданном технологическом режиме осущест­ вляется через нижний газлифтный клапан при закрытых верхних (пуско­ вых) клапанах, работающих только в период пуска скважины.

Газлифтные клапаны могут извлекаться из скважины и устанавли­

ваться

набором

инструментов канатной

техники

из комплекта КИГК.

В

установке

типа

ЛН (рис. 51, а)

в связи с применением ее

в на­

клонно-направленных

скважинах установлены

скважинные камеры

типа

КТ, обеспечивающие совместно с отклонителем типа ОК надежную по­ садку газлифтных клапанов в карманы скважинных камер.

Пуск и работа установки типа

ЛН идентичны установке типа Л.

В установке ЛН-73Б-210 применяется пакер 2ПД-ЯГ-118-500, в осталь­

ных установках — типа ЛН-1ПД-ЯГ-136-500.

В установке типа

ЛП (рис. 51,

б) на фонтанной арматуре установ­

лен регулятор цикла

времени СР-2.

Скважинное оборудование установки

состоит из скважинных камер типа К или КН с газоотводным устройством, газлифтных клапанов типа Г, камеры замещения, разрядного клапана, приемного клапана с посадочным ниппелем и пакера типа ПН-ЯГМ.

После спуска скважинного оборудования, посадки пакера гидромеха­ ническим способом, монтажа фонтанной арматуры и регулятора осущест­ вляют пуск скважины аналогично пуску скважины, оборудованной уста­ новкой типа Л.

После понижения уровня жидкости в затрубном пространстве сква­ жины до глубины установки скважинной камеры типа КН газ через от­ верстия газлифтного клапана, газоотводное устройство поступает в по­ лость а камеры замещения и вытесняет на поверхность накопившуюся в полости жидкость (см. рис. 51). Затем происходит разрядка подъемных труб от давления нагнетаемого газа. Разрядка кольцевого пространства камеры замещения от остатков нагнетаемого и выделяющегося из сква­ жинной жидкости, а также поступающего из пласта газа осуществляется с помощью разрядного клапана. В момент начала разрядки скважины регулятор цикла времени срабатывает и перекрывает доступ нагнетае­ мому газу в скважину.

В процессе разрядки, по мере снижения давления внутри камеры за­ мещения, открывается приемный клапан и камера наполняется новой пор­ цией жидкости. Регулятор цикла времени открывает нагнетаемому газу

доступ в затрубное пространство скважины

и осуществляется

продавка

скважинной жидкости на поверхность.

 

 

 

Время накопления

жидкости в

камере замещения

и продавки ее на

поверхность

задается

регулятором

цикла

времени

и может

колебаться

в широких

пределах в

зависимости от геолого-технических условий.

В комплект поставки входят пакер, газлифтные клапаны, кулачковые

фиксаторы

(при клапанах Г-38), скважинные камеры, приемные клапаны

в собранном виде, посадочный ниппель и запасные части. Кроме того, для установок типа ЛП необходимы газоотводное устройство, разрядный кла­ пан, камера замещения, регулятор цикла времени СР-2.


Скважинные камеры типа К, КН и КТ

Предназначены для посадки газлифтных или ингибиторных клапа­ нов, глухих или циркуляционных пробок при эксплуатации нефтяных скважин фонтанным или газлифтным способами (табл. 51).

Условные обозначения камер: К — скважинная камера без газоотвод­ ного устройства; КН — то же, с газоотводом; КТ — без газоотвода с на­ правлением для отклонителя ОК. Обозначение остальных параметров в шифре аналогично установкам типов Л, ЛН и ЛП. Например, К-60Б-210, К-73А-210, КН-73А-210.

Камера типа К (рис. 52, а) представляет собой сварную конструкцию, состоящую из наконечников, рубашки, изготовленной из специальных оваль­ ных труб, и кармана. Для уплотнения клапана в кармане предусмотрены посадочные поверхности ai и а2.

В камерах типа К-A и КН-А клапаны фиксируются в расточке а кар­ мана кулачковыми фиксаторами ФК-38, в камерах К-Б и КТ в расточку входит фиксирующая цанга, предусмотренная в самом клапане. В кар­ мане камеры имеются перепускные отверстия А для входа нагнетаемого газа или жидкости.

При ремонтно-профилактических работах в кармане устанавливается циркуляционная пробка, а при необходимости заглушить перепускные от­ верстия — глухая пробка.

Камера типа КН (рис. 52, б) отличается от камеры типа К наличием наконечника, соединяемого с газоотводным устройством, и служащего для ввода газа в камеру замещения установок типа ЛП.

Камера типа КТ (рис. 52, в) в верхней части имеет направляющую

втулку с пазом для защелки отклонителя

типа ОК. Набор

инструментов

из комплекта КИГК с

отклонителем ОК

и газлифтным

клапаном

про-

Техническая характеристика

скважинных камер

Т А Б Л И Ц А

51

 

 

 

Показатели

К-60А-2 10

К-60Б-210

К-73А-210

К-73Б-210

КН-73 А-210

КН-60А-210

КТ-73Б-500

Диаметр

проходного

50

 

 

60

62

50

62

отверстия,

мм

 

 

 

 

 

 

 

Диаметр

посадочного

 

 

 

 

 

 

 

отверстия,

мм:

38,5

26

38,5

 

 

 

 

di

 

26

38,5

40

25

d2

 

40

26

40

26

 

25

Рабочее давление, МПа

 

 

21

 

 

 

50

Габариты,

мм:

 

 

 

 

 

 

 

длина

L

2600

1640

2500

1740

2500

3055

2760

ширина В

97

76

116

97

116

97

116

высота Н

118

108

138

118

136

118

138

Масса, кг

 

74,8

24

68,2

38

75

60

82,5


РИС. 52. Скважинные

камеры:

1 и 5 — наконечники;

2 — рубашка; 3 — карман; 4 — газоотвод; 6 — направляющая

втулка

 

пускается через скважинную камеру и затем поднимается и вводится за­ щелкой в паз направляющей втулки. При дальнейшем подъеме срабаты­ вает механизм отклонителя и направляет клапан в карман скважинной камеры.

Газлифтные клапаны типа Г

Предназначены для автоматического регулирования поступления газа, нагнетаемого из затрубного пространства в колонну подъемных труб

при добыче нефти газлифтным способом (табл. 52).

 

 

Условные обозначения клапана:

Г — газлифтным клапан сильфонного

типа; число

после буквы — условный

наружный

диаметр

клапана

(в мм);

Р — рабочий

газлифтный клапан, без

буквы Р — пусковой; единица перед

буквой Г — номер модели. Например, Г-38,

Г-38Р,

1Г-25,

1Г-25Р,

Г-20, Г-20Р.

Газлифтные клапаны типа Г (рис. 53) состоят из устройства для за­ рядки, сильфонной камеры, пары шток-седло, обратного клапана и устрой­

ства фиксации клапана в скважинной камере.

д

с

ж

з

/ — штифт; 2 — втУлк^; 3 — пружина; 4 — фиксатор; 5 — зарядник; 6 — золотник; ратный клапан; 13 — Ианга; 14 — втулка

Сильфонная

камера заряжается азотом через золотник, установлен­

ный во ввертном

заряднике. Регулирование давления в сильфонной ка­

мере клапана осуществляется через зарядник на специальном приспособ­

лении стенда СИ-32.

 

 

 

Сильфонная

камера — герметичный сварной

сосуд

высокого

давле­

ния, основным

рабочим органом которого служит металлический

многос­

лойный сильфон, являющийся чувствительным элементом клапана.

 

Пара шток

и седло — запорное устройство

клапана,

к которому газ

поступает через отверстие б, сообщающееся с затрубным пространством через окна кармана скважинной камеры. Отверстие б расположено между

двумя комплектами манжет, благодаря чему создается

герметичный

ка­

нал для поступления газа, нагнетаемого из затрубного пространства.

 

Обратный клапан предназначен для предотвращения

перетока жид­

кости из подъемных труб в затрубное пространство скважины.

 

 

Газлифтные

клапаны типа Г

по назначению 'делятся на

пусковые

и рабочие.

 

 

 

дз)

 

Управляющим

давлением для

пусковых клапанов (рис. 53,

яв­

ляется давление газа, нагнетаемого в затрубное пространство скважины. При работе указанных клапанов газ через отверстие б проникает в по­ лость а, где, воздействуя на эффективную площадь сильфона, сжимает его, в результате чего шток поднимается, и газ, открывая обратный кла­ пан, поступает в подъемные трубы, аэрируя жидкость в них.

Управляющим давлением для рабочих клапанов (рис. 53, а—г) явля­ ется давление жидкости в колонне подъемных труб. При работе этих кла­ панов жидкость из колонны подъемных труб через отверстие г в клапане

^

Техническая характеристика газлифтных клапанов

Показатели

U

20Р-Г

й

о

 

ю

 

сч

 

См

 

 

Т А Б Л И Ц А

52

-Г25Р

1Г-25

1Г-25Р

й

38Р-Г

 

 

 

00

 

со

Условный

наружный

диа­

20

 

25

 

 

 

38

метр, мм

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рабочее давление, МПа

 

 

21

 

 

 

 

Диаметр

проходного

отвер­ 5

5

5

5

5

5

5

5

стия седел, мм

 

6,5

6,5

6,5

6,5

6,5

6,5

6,5

 

 

 

 

8

8

8

8

 

 

 

 

9,5

_

 

 

 

 

12,5

Длина

рабочего

хода

силь­

 

4

 

 

 

 

16

фона на сжатие,

мм

 

 

 

 

 

 

 

 

Диапазон

давлений зарядки

 

 

2 --7

 

 

 

сильфона, МПа

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Диаметр,

мм

 

 

32

29

I

 

32

40,5

Длина,

мм

 

610

 

485

 

 

540

550

Масса,

кг

 

 

 

1,5

 

1.2

 

 

30

3,2


поступает в полость в и через отверстие д в седле проходит в полость а, где, сжимая сильфон, оттягивает шток от седла и открывает клапан.

Для регулирования режима нагнетания газа предусмотрены сменные дроссели.

Клапаны типа Г-38 и Г-38Р фиксируются в скважинных камерах при помощи кулачкового фиксатора ФК-38, наворачиваемого на клапан. При посадке кулачок фиксатора, задевая за край кармана, утапливается в окне фиксатора, а после входа в канавку кармана выходит из окна, фиксируя клапан.

Клапаны типа Г-20 и Г-20Р фиксируются фиксатором при помощи втулки, поджимаемой пружиной. При посадке пружина сжимается, фик­ сатор перемещается по втулке на меньший диаметр. После входа в карман фиксатор возвращается в исходное положение, фиксируя клапан.

Вклапанах типа Г-25, Г-25Р, 1Г-25, 1Г-25Р фиксирующим элементом служит цанга, перья которой при спуске собраны, а при посадке раскры­ ваются.

Вклапане типа 1Г-25 благодаря верхнему расположению фиксирую­ щей цанги достигнуто увеличение объема сильфонной камеры, а следова­ тельно, и чувствительности клапана. Одновременно уменьшается возмож­ ность повреждения цангой посадочных мест под манжеты при посадке клапана.

Установки внутрискважинного газлифта типа УВЛ, 1УВЛ и УВЛГ

Предназначены для

газлифтной эксплуатации

нефтяных скважин

за счет энергии газового пласта, вскрытого в той же скважине.

Установка типа УВЛГ, кроме того, обеспечивает одновременный раз­

дельный отбор газа (табл.

53).

 

 

 

Т А Б Л И Ц А 53

Техническая характеристика

установок внутрискважинного

газлифта

Показатели

У В Л -168-210

1У ВЛ -168-210

УВЛГ-168-210

Условный диаметр эксплуатационной колонны труб

 

168

 

по ГОСТ 632—80, мм

 

 

 

Рабочее давление, МПа

 

21

 

Максимальный отбор, м3/сут:

5000 I 6000

50 000

жидкости

газа

1 —

700 000

Условный диаметр подъемных труб по ГОСТ 633—80,

 

89

73

мм

 

142

 

Диаметр, мм

6325

6960

Длина (без подъемных труб), мм

6300

Масса (без подъемных труб),£кг

240

269

260