3.Установки для газлифтного способа добычи нефти

3.1.Газлифтная установка л

Установка Л (рис. 33) включает устьевое оборудование - фонтанную арматуру АФКЗа-210 У и скважинное оборудование, состоящее из скважинных камер К 2, газлифтных клапанов типа Г3, пакера ЛН-ЯГМ 4 и приемного клапана 5.

Скважинное оборудование компонуется на колонне подъемных труб, подвешиваемой в трубной головке фонтанной арматуры, герметизирующей у стье скважины.

Пакер для разобщения зон затрубного пространства

препятствует поступлению нагнетаемого в скважину газа в колонну подъемных труб и способствует более полному использованию пластовой энергии, уменьшению пульсации забойного давления во время работы скважины. Жидкость из пласта с растворенным газом поступает только в колонну подъемных труб, где при уменьшении давления до давления

насыщения газ выделяется и совершает работу по подъему

жидкости с забоя на устье.

Рис. 33

Установку Л рекомендуется спускать в скважину непосредственно после бурения. В период фонтанирования

перепускные отверстия скважинных камер перекрывают глухими пробками. Пробуренная скважина, освоенная без пакера, может вскрыть пласт с достаточной энергией для поддержания установившегося потока в колонне подъемных труб в течение длительного периода. Однако со временем запас энергии уменьшается, непрерывное фонтанирование прекращается и начинается пульсация потока.

Для перевода скважины на газлифтный способ эксплуатации глухие пробки заменяют газлифтными клапанами без подъема насосно-компрессорных труб набором инструментов канатной техники из комплекта КИГХ. Для этого на устье скважины монтируют оборудование ОУ780-350 и спускоподъемные операции проводят при помощи установки ЛСПК-131.

Инструментами канатной техники в скважинах, оборудованных установками Л, можно проводить почти все виды подземного ремонта без подъема насосно-компрессорных труб.

Газлифтная установка Л относится к газлифтным установкам полузакрытого типа, так как башмачный клапан пакера после его посадки падает на забой, полностью открывая проход колонны подъемных труб. Когда спуск пакера невозможен ввиду дефектов эксплуатационной колонны, скважину можно оборудовать газлифтной установкой Л без пакера. При этом для предотвращения поступления нагнетаемого газа в колонну подъемных труб через ее башмак, ниже последней скважинной камеры, рекомендуется спускать хвостовик расчетной длины. Жидкость, находящаяся в кольцевом пространстве между хвостовиком и эксплуатационной колонной, выполняет, в определенной степени, функции пакера. В таких случаях установка Л является установкой открытого типа.

Установка этого типа компонуется обычно несколькими расположенными на расчетных глубинах клапанами. Число газлифтных клапанов и рабочие параметры их определяются геолого-техническими характеристиками скважин, исходя из необходимости автоматического плавного запуска скважины и стабильной работы ее в заданном технологическом режиме при требуемой депрессии на пласт.

3.2.Газлифтная установка лн

Установка ЛН предназначена для эксплуатации наклонно направленных скважин, у которых угол вертикального отклонения достигает 55°. В таких скважинах значительно осложняется посадка скважинного оборудования, клапанов, пакеров и др. Поэтому в установке применяют скважинные камеры со специальной направляющей обоймой с пазами для обеспечения надежной посадки газлифтных клапанов канатной техникой с применением отклонителя ОК консольного типа и пакеры 1ПД-ЯГ и 2ПД-ЯГ, воспринимающие перепад давлений, направленный как снизу вверх, так и сверху вниз, посадка которых осуществляется гидравлическим способом.

Г азлифтная установка с комплексом управления скважинными отсекателями.

Возможность перевода скважин после окончания периода фонтанирования на газлифтный способ эксплуатации без замены основного скважинного оборудования является одним из существенных достижений в развитии нефтепромысловой техники.

Известно, что при разрушении или повреждении устьевого оборудо­вания, нарушении герметичности эксплуатационной колонны фонтанирующие скважины могут перейти на открытый фонтан, становятся неуправляемыми и могут причинить огромный материальный ущерб, привести к пожарам и жертвам.

Рис. 34

Для предотвращения указанного явления скважины оборудуются системами аварийного закрытия (рис. 34), позволяющими, помимо указанного, осуществлять ремонт скважин без предварительного их глушения, что связано со значительной экономией материальных и трудовых затрат.

Оборудование для предотвращения открытого фонтанирования называется комплексом управления скважинными клапанами-отсекателями -КУСА и КУСА-Э и предназначено для эксплуатации нефтяных скважин и обеспечения герметичного перекрытия ствола скважины в случаях: разгерметизации устья, при отклонении параметров работы скважин от заданных пределов и при возникновении пожара.

Комплексы КУСА и КУСА-Э состоят из наземного и скважинного оборудования и позволяют одновременно бурить, эксплуатировать и ремонтировать несколько (до 8 скважин) нефтяных скважин, располо­женных на одном кусте или морском основании.

Наземное оборудование комплексов предназначено для работы в умеренной климатической зоне и включает в себя фонтанную арматуру со специальной катушкой для ввода в затрубное пространство трубки управления, станцию управления, направляющий распределитель, температурный предохранитель, распределитель и электроконтактный ма­нометр (последний для КУСА-Э).

Скважинное оборудование предназначено для работы в среде нефти, газа, газового конденсата, пластовой воды с температурой не более 393 К при рН среды от 4,2 до 6,8 и содержанием механических примесей до О,) г/л. Применительно к многообразию условий работы в скважинах существует восемь схем компоновки основных элементов скважинного оборудования для освоения и эксплуатации скважины, начиная с периода фонтанирования. Число и расположение скважинных камер определяется соответствующими расчетами.

Скважинное оборудование (см. рис. 34, а) комплекса без клапана-отсекателя 9 с замком спускается в скважину на подъемных (насосно-компрессорных) трубах совместно с трубкой управления 2, соединенной с посадочным ниппелем 8 и крепящейся к трубам при помощи хомутов. После проверки герметичности соединений трубки устье соединяют с фонтанной арматурой. Трубку управления уплотняют в катушке фонтанной арматуры уплотнительным устройством 7.

Посадку пакера 17 осуществляют гидравлическим способом с использованием срезного клапана 19. При его преждевременном срезе или при посадке пакера без него в ниппель 18 с помощью цангового инструмента ИЦ из комплекта КИГК устанавливают (или сбрасывают с устья) приемный клапан.

Разъединитель колонны 16 при необходимости, а также при ремонтах позволяет отсоединить от пакера колонну подъемных труб с вышераспо­ложенным скважинным оборудованием без глушения скважины. Для этого в разъединитель колонны при помощи спускного инструмента из комплекта инструментов ИКПГ должна быть установлена глухая пробка.

После посадки пакера и опрессовки скважинного и наземного оборудования через циркуляционный клапан 10 производится аэрация жидкости, а затем замещение раствора через циркуляционный клапан /3, который в последующем используют для промывки пробок и глушения скважины. Перед освоением для защиты поверхностей ниппеля 8 и управляющей трубки в ниппель устанавливается предохранительная гильза. Циркуляционные клапаны 10 и 13 открывают и закрывают с устья канатной техникой при помощи толкателя из комплекта ИКПГ.

Через циркуляционный клапан 12, открывающийся гидравлическим способом, давлением в трубах или затрубном пространстве при аварийных ситуациях возможно быстрое глушение скважины.

После выхода скважины на заданный режим эксплуатации с установки ЛСПК-131 через оборудование устья ОУГ подъемным инструментом из комплекта ИКПГ из ниппеля 8 извлекают предохранитель, толкателем закрывают циркуляционный клапан 13 и спускным инструментом устанавливают клапан-отсекатель 9 с замком, при помощи которого клапан фиксируют в ниппеле. Операция проводится при полностью закрытых выкидах [20].

В процессе эксплуатации ингибиторы коррозии нагнетают с устья в затрубное пространство через ингибиторный клапан 14, который дозирует поступление ингибитора в подъемные трубы. Ингибиторный клапан устанавливают в скважин ной камере 15 при помощи спускного инструмента ИСК из комплекта инструментов КИГК после извлечения из кармана камеры глухой пробки, с которой камера спускается в скважину. Телескопическое соединение служит для компенсации температурных удлинений подъемных труб.

После установки клапана-отсекателя включается в работу станция управления. Создается давление в трубке управления, которое превышает статическое давление скважины на 2 МПа, удерживая клапан в открытом состоянии.

При работе в автоматическом режиме клапан-отсекатель закрывается в следующих случаях:

- при повышении или понижении давления в выкидной линии фонтанной арматуры за установленные пределы по сигналу от электроконтактного манометра б (только для комплекса КУСА-Э, см. рис. 4.6.2, б) и при срабатывании направляющих распределителей 5;

- при повышении температуры на устье выше 343 К, когда расплавляется предохранитель 4\

- при нарушении герметичности трубок управления. Клапан-отсекатель может быть принудительно закрыт со станции управления или дистанционно с пульта диспетчера, связанного со станцией управления посредством промысловой телемеханики.

Станция управления СУ-35ОВ1 в брызгозащищенном исполнении для автоматического управления работой скважинными клапанами-отсекателями рассчитана на работу в условиях умеренной климатической зоны (рис. 4.6.3).

В шкафу / размещены: панель 4, на которой закреплены исполнительные механизмы, бак 19 для рабочего нагнетаемого агента и два баллона /5, 16 для сжатого воздуха.

На панели расположены насос //с пневморучным управлением, два редуктора давления 5, /0, три манометра 6, 7, 9, трехходовой пусковой клапан 3, трехходовой разгрузочный клапан 12 и предохранительный клапан /7.

Насос // для создания требуемого давления нагнетания приводится в действие от давления подаваемого воздуха или ручным способом. Давление воздуха и давление, подаваемое насосом, находятся в соотношении 1 : 50, т. е. при давлении воздуха 0,1 МПа насос создает давление в гидросистеме 5 МПа и т. д. Давление воздуха, подводимого к насосу, устанавливается редуктором давления 10. С помощью второго редуктора давления 5 устанавливается давление в пневматической линии "сигнал",идущей к пусковому клапану 3 и далее к разгрузочному 12. Минимальное и максимальное давления в этой линии соответственно должны быть 0,4 и 0,6 МПа.

Давление в выходной пневматической линии регистрируется манометром б, давление, развиваемое насосом при перекрытой нагнетательной линии, манометром 7, давление в нагнетательной линии манометром 9.

Для защиты нагнетательного клапана насоса от действия давления перед трехходовым разгрузочным клапаном установлен обратный клапан 14.

Гидравлическая система станции защищена от превышения давления свыше 37 МПа, для чего на нагнетательной линии установлен предохранительный клапан.

В нижней части шкафа предусмотрены три отвода "нагнетание1', "питание", "сигнал": первый - для присоединения нагнетательного трубопровода, второй - для внешнего источника питания и третий - выходящей пневматической линии.

Для заполнения бака рабочим агентом имеется горловина 18, а для слива - отвод 20.

На щите станции расположены ручка /3 для ручного привода насоса и рычаг 2 для удержания в вытянутом состоянии штока пускового клапана. Сверху на корпусе шкафа предусмотрен дыхательный клапан 8 для вентиляции. Станция может питаться от баллонов 15 и 16 или внешнего источника.

Перед пуском станции к ней присоединяют все трубопроводы. При питании станции от баллонов отвод "питание" заглушают. Вращением против часовой стрелки закрывают редукторы давления 5, 10 и разгрузочный клапан 12.

При появлении давления в пневмосистеме, о чем будут свидетельствовать показания входных манометров редуктора 5 и 10, вращением маховика редуктора 10 по часовой стрелке поднимают давление в пневматической линии, идущей к насосу, до требуемого. При этом начинает работать насос, который после создания соответствующего давления в гидросистеме автоматики останавливается. При падении давления по каким-либо причинам в гидросистеме насос вновь включается.

Вращением маховика редуктора 5 по часовой стрелке устанавливают давление от 0,4 до 0,6 МПа в пневматической линии, идущей к пусковому клапану 3. Перемещением штока пускового клапана 3 "на себя" открывают трехходовой разгрузочный клапан для пропуска рабочего агента в нагнетательную линию. После достижения заданного давления (это давление предварительно было установлено по манометру 7) насос вновь автоматически останавливается, а шток клапана 3 остается в вытянутом положении.

При падении давления в выходной пневматической линии (это может произойти при аварийной ситуации на скважине) ниже 0,4 МПа станция автоматически снижает давление в нагнетательной линии. Шток пускового клапана 3 возвращается в первоначальное положение, перекрывая доступ рабочему агенту (воздуху) из источника питания и выпуская остатки воздуха из пневмосистемы. Разгрузочный клапан 12 перекрывает доступ рабочего агента (масла) от насоса и пропускает рабочий агент из линии нагнетания в бак. Хотя давление от источника питания действует на насос, последний не включается, так как линия между насосом и разгрузочным клапаном находится под первоначальным давлением.

При пуске станции ручным способом с помощью рукоятки насоса создается давление, и открытием (вращая по часовой стрелке) разгрузочного клапана рабочий агент подают в нагнетательную линию.

При появлении давления в пневмосистеме после пуска станции ручным способом необходимо переместить шток пускового клапана "на себя" и вращением маховика разгрузочного клапана против часовой стрелки пустить станцию в автоматический режим работы.

Останавливают станцию, т. е. снимают при необходимости давление в нагнетательной линии, нажатием на шток пускового клапана. При этом происходит процесс, описанный выше.