Вопрос 4.11. Схема работы бескомпрессорного газлифта

При бескомпрессорном газлифте используют энергию газа боль­шого давления, поступающего из газовых месторождений. Примене­ние бескомпрессорного газлифта рационально при наличии газовых

-143-

месторождений вблизи нефтяных или при добыче газа высокого дав­ления на самих нефтяных месторождениях. После подъема жидко­сти газ имеет значительно меньшее давление, насыщен парами жид­кости, поэтому использование его несколько ограничивается. В то же время схема бескомпрессорного газлифта позволяет без больших ка­питаловложений и без сложных компрессоров и компрессорных стан­ций поднимать из скважин жидкость наиболее простым методом. Поэтому этот метод на некоторых нефтяных месторождениях нашел применение.

На рис. 4.16 показана технологическая схема бескомпрессорного газлифта, применяемая в объединении Краснодарнефтегаз.

Газ из скважин 1 под большим давлением (15...20 МПа) поступа­ет на пункт очистки (осушки 2), где он проходит через гидроциклон­ные сепараторы и конденсатосборники. После пункта очистки газ поступает в беспламенный подогреватель 3 для подогрева до 80...90 °С, а затем в газораспределительную батарею 4. Подогрев газа является эффективным средством борьбы с гидратообразованием при транс­портировании и редуцировании газа. От батареи газ направляется через регулировочные штуцеры 5 в добывающие нефтяные скважи­ны 6. После подъема жидкости газ поступает в газосепараторы пер­вой 7 и второй 8 ступеней, откуда направляется в топливные линии и на газобензиновый завод. Жидкость из газосепараторов направляют в емкость 9.

Рис 4.16. Бескомпрессорная газлифтная установка

-144-

Вопрос 4.12. Внутрискважинное оборудование при газлифте

При компрессорном газлифте, также как и бескомпрессорном для пуска скважины в работу требуется значительно большее давление, чем в процессе работы. Для снижения пускового давления в скважи­не на подъемной колонне устанавливают пусковые клапаны. При их установке происходит ввод газа в подъемную колонну, сначала в вер­хнюю часть колонны от уровня установки первого пускового клапа­на, потом от второго и т. д., пока весь столб поднимаемой смеси не будет газирован (рис. 4.17, а...е).

Все многообразие глубинных клапанов можно классифицировать по следующим признакам:

1. По назначению:

1.1. Пусковые

1.2. Рабочие

1.3. Концевые

2. По конструкции:

2.1. Пружинные

2.2. Силбфонные 2.3. Комбинированные

-145-

3. По характеру работы:

3.1. Нормально открытые

3.2. Нормально закрытые;

4. По давлению срабатывания

4.1. От давления в затрубном пространстве

4.2. От давления в НКТ (подъемнике)

По принципу действия клапаны являются дифференциальными.

Принципиальные схемы пусковых клапанов показаны на рис. 4.18 (а, б, в, г). При подаче газа в затрубное пространство жидкость из пос­леднего выжимается в насосно-компрессорные трубы через отверстия в ниппеле. На поверхности устанавливается необходимая площадь проходного сечения отверстий с помощью перекрытия их регулиро­вочным кольцом. После того как к пусковому клапану подойдет газ, он начнет поступать в насосно-компрессорные трубы, (НКТ), сме­шается с жидкостью и поднимет ее до устья. Часть жидкости будет отведена через устьевое оборудование. Оставшаяся в скважине смесь жидкости с газом будет создавать уже меньший напор у пускового клапана.

Газ сможет продолжать отжимать уровень жидкости в затрубном пространстве. Давление газа в затрубье будет снова повышаться. У клапана 2 возникнет определенная разность давления - снизу боль­шее давление газа в затрубье, сверху

меньшее давление смеси в НКТ. Тогда клапан 2 поднимется, сжимая пружину 6, перекроет отверстия в ниппеле и закроет доступ газа в насосно-компрессорные трубы

-146-

Усилие пружины, действующее на клапан 2, можно изменять с помощью регулировочной гайки 5. Пружина пускового клапана за­щищена кожухом.

Расстояние между пусковыми клапанами должно быть такое, что­бы при закрытии верхнего клапана жидкость в затрубье была отжата газом до пускового клапана, находящегося ниже первого. При этом газ начинает поступать в нижний клапан, и столб жидкости в насосно-компрессорных трубах уменьшает свой вес. Далее продолжается отжатие жидкости в затрубном пространстве, в полости ниже второ­го пускового клапана.

Клапаны устанавливаются на внешней поверхности труб, и для смены или регулировки их необходим подъем всей колонны. Это не­удобство устраняется новым методом установки газлифтных клапа­нов (рис. 4.19), когда клапан 5 спускается внутрь подъемной колон­ны 1, доводится до кармана 4 скважинной камеры 2 и устанавливает­ся

в нем с помощью кулачкового фиксатора 3. В скважинное газлифтное оборудование входят также пакер 6 и приемный клапан 7. Клапаны мо­гут спускаться на проволоке или сбрасываться в трубы. Подъем таких клапанов возможен без подъема колонны насосно-компрессорных труб и производится с помощью специальных съемни­ков, спускаемых во внутреннюю полость подъем­ной колонны.

Скважинное газлифтное оборудование такого типа, предназначенное для эксплуатационной ко­лонны диаметром 168 и 146 мм, имеет шифры: Л-73А-210, Л-73Б-210, Л-60А-210, Л-60Б-210, где числа 73 и 60 - условный диаметр подъемных труб,. мм; 210 - рабочее давление, 10-1 МПа.

Оборудование комплектуется от 1 до 9 пуско­выми газлифтными клапанами и одним рабочим клапаном и, соответственно 2...10 скважинными камерами, 2... 10 кулачковыми фиксаторами ФК (не входят в комплект оборудования типов Л-73Б-210 иЛ-60Б-210) пакером ПН-ЯГМ, приемным кла­паном, переводниками.

Г азлифтные клапаны на рабочее давление 21 МПа имеют шифры: Г-38, Г-38Р, Г-38-70Д, Г-25, Г-25Р, 1 Г-25,1Г-25Р, Г-20, Г-20Р, где 38,25,20 - ус­ловный диаметр клапана, мм; Р - рабочий клапан (остальные - пусковые); Д - камера клапана за­полнена демпфирующей жидкостью.

-147-

В газлифтных клапанах Г роль пружины (см. рис. 4.18, б, позиция 4) выполняет сильфон, заряженный под давлением 0,2 ... 0,7 МПа азотом.

Газлифтные клапаны типа Г по назначению делятся на пусковые и рабочие.

Скважинные камеры с эксцентричным расположением кармана для клапанов являются наиболее совершенными и распространенны­ми. Они сохраняют проходное сечение в месте установки клапана, равным проходному сечению колонны подъемных труб. Это позво­ляет проводить все скважинные работы (исследование, промывку призабойной зоны, смену съемных элементов скважинного оборудо­вания) без извлечения колонны подъемных труб.

Скважинная камера К (рис. 4.20, а) представляет собой сварную конструкцию, состоящую из рубашки 2, выполненной из специаль­ных овальных труб, и двух наконечников 1 с резьбой насосно-компрессорных труб по ГОСТ 633.

В рубашке камеры предусмотрен карман 3 для установки кла­панов и пробок с помощью набора инструментов канатной техни­ки через устье скважины, герметизированное оборудованием ОУГ 80x350.

Газ или жидкость (для ингибиторного и циркуляционного клапа­нов) поступает из затрубного пространства через перепускные отвер­стия а камер к клапану. Клапаны и пробки уплотняются в кармане

Рис. 4.20. Скважинные камеры типов К (а); КН (б); КТ (в)

1 - наконечник; 2 - рубашка; 3 - карман; 4 - газоотводящий патрубок;

-148-

двумя наборами уплотнительных манжет, для которых предусмотре­ны посадочные шейки в кармане.

Для фиксации клапанов и пробок в кармане предусмотрены спе­циальные расточки, в которые входит фиксирующая цанга или кула­чок фиксатора.

Камера КН (см. рис. 4.20, б) применяется для установок периоди­ческого газлифта ЛП и имеет газоотводящий патрубок 4, соединяе­мый с газоотводящим устройством.

Камера КТ (см. рис. 4.20, в) отличается от камеры типа К нали­чием в верхнем наконечнике направляющей оправки 5, позволяю­щей для посадки клапанов использовать консольный отклонитель типа ОК, обеспечивающий надежность работ в наклонных сква­жинах.

Управляющее давление для пусковых клапанов - давление газа, нагнетаемого в затрубное пространство скважины. При работе ука­занных клапанов газ через отверстия проникает в полость, где, воз­действуя на эффективную площадь сильфона, сжимает его. В резуль­тате этого шток поднимается, и газ, открывая обратный клапан, по­ступает в подъемные трубы, аэрируя жидкость в них.

Управляющее давление для рабочих клапанов - давление жид­кости в колонне подъемных труб. При работе этих клапанов жид­кость из колонны подъемных труб через отверстие в клапане посту­пает в полость, где, сжимая сильфон, оттягивает шток от седла и открывает клапан.

Для регулирования режима нагнетания газа предусмотрены смен­ные дроссели.

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

В клапанах типов 2Г, 5Г, ЗГ фиксирующим элементом служит цанга.

Скважинные камеры обозначаются аналогично скважинному газлифтному оборудованию: К-73А-210, К-73Б-210, К-60А-210, К-60Б-210. Корпус камеры имеет овальную форму. Это позволяет располагать газлифтные клапаны эксцентрично и поэтому проход­ное сечение подъемной колонны в области скважинных камер не уменьшается.

Скважинное газлифтное оборудование первой категории качества имеет среднюю наработку на отказ до 10000 ч, высшей категории -до 15000 ч.

-149-