Установка - газлифтный клапан
Cтраница 2
 |
Схема скважины, оборудованной газлифтной установкой непрерывного действия. [16] |
При расчете газлифтной установки непрерывного действия определяют следующие параметры ее работы: диаметр подъемной колонны ( если он неизвестен) Dr; удельный расход нагнетаемого газа Rr, глубину точки ввода газа в подъемную колонну Явг; давление в подъемной колонне на уровне точки ввода в нее газа рвг; глубины установки газлифтных клапанов, их тип, размеры и основные технологические характеристики. [17]
Технологический процесс подготовки газлифтных клапанов состоит из следующих основных операций: зарядки газлифтного клапана азотом, проверки давления открытия клапана, испытания ( опрессовки) газлифтных клапанов в камере высокого давления для выявления остаточной деформации сильфонов, термостатирования газлифтных клапанов при температуре 15 5 С, предварительной тарировки газлифтных клапанов на заданное давление открытия, установки газлифтных клапанов в скважинные камеры или оправки, опрессовки газлифтных клапанов и скважинных камер или оправок. [18]
Глубина установки верхнего газлифтного клапана зависит от статического уровня жидкости в скважине, который предшествует процессу откачки: будет ли этот уровень относительно высоким или относительно низким. Относительно высокий уровень означает, что давление нагнетаемого газа в затрубном пространстве возбуждает фонтанирование скважины через верх подъемных труб даже до того, как нагнетаемый газ из затрубного пространства мог бы поступить в подъемные трубы. Относительно низкий уровень означает, что нефть, поднимающаяся в подъемных трубах, не достигает устья скважины в момент, когда нагнетаемый газ начинает проникать в подъемные трубы из затрубного пространства через верхний газлифтный клапан. На рис. 2.4 - 10 схематично показана верхняя часть скважины, частично заполненной жидкостью удельного веса уж. В начальный момент уровень жидкости находится на одной глубине LCT от поверхности и в подъемной колонне труб, и в затрубном пространстве. [19]
 |
Газлифт-ный клапан ОТИС.| Спуск и замена газлифтного клапана фирмы КАМКО по Ви-ланду ( 1961 г. [20] |
Но в этом случае уменьшается их проходное сечение, в результате чего ниже клапана невозможно спускать инструменты в скважину. При установке газлифтного клапана по схеме, приведенной на рис. 2.4 - 32, в, газ подается к клапану по трубам малого диаметра, а продукция извлекается по затрубному пространству. [21]
Значительная кривизна ствола скважины затрудняет, а иногда делает невозможной работы по установке и смене клапанов, так как при канатных работах отклонитель заводит инструмент в одну из верхних скважинных камер. В этом случае необходима установка верхних газлифтных клапанов в стационарных оправках, что позволяет беспрепятственно проходить инструментом к одному или двум последним клапанам при необхоидмости их замены. [22]
 |
Забойный отсекатель фирмы Пэйдж ойл тулс типа. [23] |
Камко разработан также отсекатель типа КР, управляемый с поверхности по контрольному трубопроводу. В отличие от предыдущих типов в этих отсекателях предусмотрен кроме ниппеля боковой карман для установки газлифтного клапана, т.е. эти отсекатели можно применять при газлифтном способе эксплуатации скважин. [24]
Согласно графику ( см. рис. 35), при этом давлении сжатого газа верхний газлифтный клапан будет открыт даже при отсутствии противодавления в подъемных трубах. В рассматриваемом случае в момент, когда сжатый газ начинает поступать в затрубное пространство, в скважине имеется значительный столб негазированной жидкости в затрубном пространстве и в подъемных трубах между уровнем установки первого газлифтного клапана и статическим уровнем жидкости. [25]
Главная особенность работы клапанов в отличие от отверстий заключается в том, что в момент поступления газа в подъемные трубы через каждый последующий клапан закрывается предыдущий. При работе скважины на заданном технологическом режиме газ подается в подъемные трубы через нижний рабочий газлифтный клапан ( или башмак НКТ, рабочую муфту) при закрытых верхних пусковых клапанах. Возможность установки газлифтных клапанов вместо пусковых отверстий имеется только при однорядной конструкции подъемника. [26]
Газ из верхнего пласта поступает в центральный канал устройства перекрестного течения, где часть его через штуцер подается в нефтяной подъемник для создания газлифтного режима, а остальной газ поднимается на поверхность по колонне подъемных труб. При необходимости увеличения глубины ввода газа в нефтяной подъемник нижний пакер устанавливается над интервалом перфорации нефтяного пласта, а к посадочному ниппелю устройства перекрестного течения подвешивается концентрическая колонна подъемных труб соответствующей длины, обеспечивающая ввод газа на необходимой глубине. Для изменения режима газлифта съемный штуцер извлекается на поверхность, производится смена штуцерной насадки, после чего он устанавливается на место. Вместо съемного штуцера возможна установка газлифтного клапана, позволяющего автоматизировать регулирование расхода газа. Система ВСГ - газ УПС позволяет при отсутствии надобности в добыче газа осуществлять только добычу нефти. [27]
Помимо описанных газлифтных установок в отечественной нефтедобывающей промышленности и за рубежом применяют малогабаритные газлифтные установки. Они отличаются от описанных тем, что укомплектованы стациорнарными газлифтными клапанами, смонтированными в специальных оправках. По способу установки стационарных газлифтных клапанов на оправках различают газлифтные клапаны центрального и эксцентричного расположения. Выбор того или другого способа установки газлифтных клапанов на оправке определяют в зависимости от внтреннего диаметра эксплуатационной колонны скважины. При этом необходимо учитывать производительность установок. Во всех случаях газлифтные установки должны обеспечить максимально возможную добычу. Применяемые в указанных установках газлифтные клапаны по принципу действия и конструктивно аналогичны клапанам Г, поэтому расчет их рабочих параметров ничем не отличается. Основным недостатком этих установок является невозможность смены газлифтных клапанов без подъема насосно-компрессорных труб. [28]
Технология спуска термографа с местной регистрацией температуры подобна технологии замера давления. Особенностью является то, что при замере температуры для определения утечки газа необходимо, чтобы интервал между остановками прибора был не более 50 м, так как падение температуры газожидкостной смеси за счет ввода охлажденного газа наблюдается в этом интервале. Обычно замеряют температуру в скважине в местах установки газлифтных клапанов. Для определения утечек газа в лифте используют непрерывную запись температуры с помощью электротермометра, который позволяет регистрировать даже незначительные негерметичности лифта. [29]
При непрерывном газлифте контролируется объем нагнетаемого сжатого газа при соответствующем давлении. При периодическом газлифте используются различные схемы контроля. По схеме ( см. рис. 2.4 - 41, а) регулятор давления / обеспечивает постоянство давления в напорной линии до управляемого клапана, открытие которого контролируется контроллером циклов. Через предварительно рассчитанные интервалы времени на протяжении всего периода эксплуатации скважины контроллер 2 открывает управляемый клапан 3, что позволяет газу поступать в скважину. При такой схеме не требуется установка газлифтных клапанов моментального действия. В части а диаграммы ( рис. 2.4 - 42) показано изменение давления во времени на устье и в обсадной колонне. [30]
Страницы: 1 2