ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 29.02.2024
Просмотров: 509
Скачиваний: 10
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. |
|
|
|
д—з) |
|
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 |