Принцип работы газлифтного оборудования

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

“Саратовский государственный технический университет имени Гагарина Ю.А.”

Институт Урбанистики Архитектуры и Строительства

Кафедра: «Геоэкология и инженерная геология»

Курсовая работа

на тему: «Принцип работы газлифтного оборудования»

(Геология нефти и газа)

Выполнил Рубцов Алексей Игоревич

Проверил Решетников Максим Владимирович

САРАТОВ 2019

Содержание

Введение

1. Оборудование для эксплуатации скважин газлифтным способом

2. Скважинное оборудование для газлифтного способа добычи нефти

2.1 Скважинные камеры

2.2 Газлифтные клапаны

2.3 Ингибиторные клапаны

2.4 Циркуляционные клапаны

2.5 Разъединительные колонны

2.6 Пакеры и якори

2.7 Насосно-компрессорные трубы для газлифтного подъемника

3. Наземное оборудование для газлифтной добычи нефти

3.1 Газомоторные компрессоры

3.2 Система распределения газа

Заключение

Использованная литература



Введение

Газлифтная эксплуатация скважин является продолжением фонтанной эксплуатации, при которой недостающее количество газа для подъема жидкости закачивают в скважину с поверхности.

Область применения газлифта - высокодебитные скважин с большими забойными давлениями, с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже давления насыщения, содержащие в продукции скважины песок, а также скважины, эксплуатируемые в труднодоступных условиях (например, затопляемость, паводки, болота и др.). Газлифт характеризуется высокой технико-экономической эффективностью, отсутствием в скважинах механизмов и трущихся деталей, простотой обслуживания скважин и регулирования работы.



1. Оборудование для эксплуатации скважин газлифтным способом

Подъем пластовой жидкости на поверхность при газлифтном способе обеспечивается за счет рабочего агента-газа, нагнетаемого специальным компрессором в колонну подъемных труб. Если в качестве рабочего агента используют газ, то способ эксплуатации называется газлифтом. В качестве рабочего агента сначала использовался воздух, однако его смесь с парами нефти взрывоопасна, и поэтому теперь эрлифт запрещен. В подавляющем большинстве случаев газ подается в скважину с помощью специальных компрессоров. Когда используется газ, получаемый из газовых скважин, система называется бескомпрессорным газлифтом.

Преимущества этого способа следующие. Межремонтый период работы внутрискважинного оборудования в несколько раз больше, чем при других (кроме фонтанного) способах, что позволяет резко сократить объемы самых тяжелых и трудоемких работ по текущему ремонту скважин. Это очень важно в экстремальных условиях, например Севера, на заболоченных территориях. Помимо этого, при обеспечении высокой надежности работы всего комплекса компрессорный газлифт способствует существенному улучшению условий труда промыслового персонала.

Эффективность газлифтной эксплуатации увеличивается с ростом отборов жидкости по скважине и с увеличением пластовой энергии и газового фактора. Поэтому использование этого способа эксплуатации экономически целесообразно прежде всего на месторождениях с многодебитными скважинами с большим газовым фактором, высокой пластовой энергией, низкой обводненностью при условии сохранения этих показателей на срок, соизмеримый с периодом разработки месторождения.

Принцип работы газлифта заключается в следующем (рисунок 1). Если в кольцевое пространство между колонной подъемных труб и эксплуатационной колонной нагнетать газ, то после вытеснения жидкости из кольцевого пространства газ начнет поступать в центральную колонну и двигаться по ней вверх. При этом удельный вес смеси жидкости и газа будет уменьшаться, в результате чего уровень ее начнет подниматься вверх. Изменяя глубину спуска подъемных труб, давление подаваемого газа и его расход, можно обеспечить подъем этой смеси на поверхность. Поднятию жидкости способствует также и движущиеся вверх пузырьки газа.

Газ может подаваться не только по кольцевому пространству пространству, но и по центральной трубе. Тогда газожидкостная смесь будет подниматься по кольцевому пространству.

Рисунок 1. Схема газлифтного способа эксплуатации.

Применяют также двухрядные подъемники, в которых газ нагнетается в кольцевое пространство между двумя рядами колонн подъемных труб, а газожидкостная смесь поднимается по центральной колонне. В зависимости от глубины динамического уровня длина наружного, второго, ряда труб может быть больше внутреннего, в этом случае подъемник называют полуторарядным.

Для запуска газлифтной скважины необходимо создавать давление газа, обеспечивающее снижение уровня жидкости до башмака подъемной колонны. При этом газ будет попадать в колонну, по которой поднимается смесь. Это давление (пусковое) значительно превышает давление, необходимое для установившегося режима работы газлифта. Так, при эксплуатации скважины оно уравновешивает столб газированной жидкости с небольшой средней плотностью, а при запуске столб пластовой жидкости большей плотности.

На первых этапах для запуска применяли пусковые компрессоры высокого давления, которые соединялись со скважинами специальными трубопроводами; в настоящее время используют пусковые клапаны, устанавливаемые на колонне подъемных труб для ступенчатого аэрирования столба жидкости.

Клапаны в зависимости от места их установки должны иметь различную настройку. В процессе эксплуатации они нуждаются периодической регулировке и осмотре, для чего их необходимо извлекать на поверхность.

Часто скважину перед пуском в эксплуатацию фонтанным способом оснащают газлифтным оборудованием, а вместо пусковых клапанов устанавливают пробки-детали, имеющие размеры клапанов и обеспечивающие герметизацию отверстий, соединяющих внутреннюю и наружные полости подъемных труб. После истощения энергии пласта и прекращения фонтанирования пробки заменяют клапанами, а скважину переводят на газлифтную эксплуатацию.

В зависимости от конкретных условий эксплуатации скважины используют различные схемы газлифтных установок. Все они исключают устьевое оборудование и внутрискважинное.

Чаще всего в качестве устьевого оборудования используют фонтанную арматуру, в которой для подвески второго ряда труб устанавливают вторую катушку. Реже применяют специальную, упрощенную и более легкую арматуру, изготовляемую в промысловых мастерских и предназначенную только для нагнетания газа в трубы или межтрубное пространство. Если эксплуатация скважины сопровождается интенсивным отложением парафина, то на арматуре устья устанавливают дополнительно лубрикатор, через который па проволоке опускают в скважину скребок для механического удаления парафина.

На устье газлифтных скважин устанавливают клапан-регулятор с исполнительным механизмом для стабилизации давления, подаваемого в скважину рабочего агента, поскольку в магистральных линиях часто происходят его колебания, нарушающие нормальную работу скважин.

При выборе конструкции подъемника учитывают, в частности, характерные особенности его эксплуатации. Двухрядный подъемник обеспечивает более равномерную работу скважин-пульсация потока жидкости, поднимающейся по трубам, мала, поскольку объем кольцевого пространства, заполненного газом, меньше, чем объем подъемных труб, а столб жидкости в затрубном пространстве играет роль компенсатора и обеспечивает равномерное поступление жидкости к башмаку подъемных труб.

Для однорядного подъемника характерна пульсация, что затрудняет регулирование подачи рабочего агента и способствует образованию песчаных пробок и отложению парафина. Вместе с тем для однорядного лифта требуется меньшее количество насосно-компрессорных труб.

Ввод работу однорядного подъемника (рисунок 2) осуществляют при неиспользовании пусковых клапанов. Пластовая жидкость вытесняется в подъемные трубы до тех пор, пока давление не достигнет соответствующей регулировке верхнего клапана, после чего он открывается и газ поступает во внутреннюю полость колонны подъемных труб. По мере его подъема верхняя часть столба жидкости газируется и начинает двигаться вверх. Часть вытекает из колонны подъемных труб. В результате давление колонне уменьшается, уровень жидкости в затрубном пространстве понижается, до тех пор, пока не достигнет следующего, нижерасположенного клапана. После этого (в соответствии с регулировкой клапанов) верхний клапан закрывается, а нижний открывается и начинается газирование нижерасположенного объема пластовой жидкости, находящегося во внутренней полости колонны подъемных труб.



Рисунок 2.Схема комплекса для газлифтной эксплуатации.

Этот процесс повторяется до тех пор, пока весь объем жидкости во внутренней полости подъемных труб не будет газирован. После этого пусковые клапаны закроются, а газ будет поступать через башмак подъемных труб или рабочий клапан. Для замены пусковых или рабочих клапанов с целью их регулировки, при отказе или поломке без подъема колонны труб клапаны устанавливают в специальных эксцентричных скважинных камерах, располагаемых на расчетных глубинах по длине колонны.

Спускаемый в карман скважинной камеры клапан в рабочем положении уплотняется специальными кольцами и фиксируется пружинной защелкой. Скважинную камеру изготавливают таким образом, чтобы се проходное сечение и сечение труб были соосны. Это позволяет извлекать и устанавливать клапаны в любой последовательности независимо друг от друга и спускать в скважину инструмент и приборы.

Для реализации газлифтного способа используют несколько разновидностей установок, схема наиболее совершенной из которых обеспечивает реализацию наибольшего количества операций (рисунок 3). Основными особенностями установки является возможность перехода с фонтанного способа эксплуатации на газлифтный без замены основного внутрискважинного оборудования, герметизации внутренней полости скважины при возникновении аварийных ситуаций, а также возможность извлечения колонны НКТ со всем оборудованием (кроме пакера) без глушения скважины.

В рассматриваемой газлифтной установке клапан-отсекатель 9 располагается в посадочном ниппеле 8, установленном на глубине 150-200 м. Ниппель, а соответственно и клапан, соединен трубкой управления 2 со станцией управления. Трубку управления крепят к колонне НКТ хомутами и спускают в скважину одновременно с колонной. Клапан-отсекатель имеет запорный шаровой орган, который закрыт при отсутствии в управляющей трубке избыточного давления и открыт при его наличии.

По высоте колонны НКТ расположены скважинные камеры, в гнездах которых располагаются пусковые, рабочие, ингибиторные клапаны или глухие пробки. Место расположения скважинных камер и настройка клапанов определяется исходя из расчета режима работы газлифта.

Рисунок 3. Схема газлифтной установки с комплексом управления клапанов.

газлифтный нефть скважина

Если скважина работает в режиме фонтанирования, то в гнезда скважинных камер устанавливают глухие пробки. Их же устанавливают па время монтажа установки.

В средней части колонны НКТ устанавливают циркуляционные клапаны, в нижней части, как и в ранее описанной установке для фонтанной эксплуатации, расположены телескопическое соединение, циркуляционные клапаны, разъединитель колонны и пакер. В нижней части разъединителя имеется посадочное место для глухой пробки, которую устанавливают перед тем, как извлечь НКТ из скважины, При этом верхняя часть разъединителя поднимается с НКТ, а нижняя, соединенная с пакером, остается в скважине.

Под пакером на хвостовике во время монтажа располагается срезной клапан, который используется при посадке пакера, затем он сбрасывается в скважину и вместо него устанавливается приемный клапан. Кроме того, под пакером может быть установлен еще один циркуляционный клапан.

На устье устанавливается фонтанная арматура, предусмотренная для конкретного давления и расхода жидкости. Колонна НКТ подвешена на трубной головке, крестовина которой имеет уплотнительное устройство для пропуска трубки управления.

Внутрискважинное оборудование спускается в скважину при установленных в скважинных камерах пробках и предохранительной гильзе в посадочном ниппеле. После посадки пакера гидравлическим способом клапан 19 срезается. В посадочное гнездо устанавливается приемный клапан, после чего выполняется опрессовка. Затем через циркуляционный клапан 10 производится аэрация жидкости, находящейся в полости НКТ, через циркуляционный клапан 13 замещается жидкость глушения. Затем закрывают циркуляционный клапан 13, извлекают из ниппеля предохранительную гильзу и устанавливают в него клапан-отсекатель, который фиксируется замком.

Из скважинных камер извлекаются глухие пробки и устанавливаются пусковые и рабочие клапаны, а также ингибиторный клапан. Все эти работы выполняются с помощью канатной техники.

При эксплуатации скважины рабочий агент-газ подается под давлением в кольцевое пространство и через нижний рабочий клапан попадает во внутреннюю полость НКТ. Газожидкостная смесь поднимается по НКТ и через фонтанную арматуру направляется в систему сбора.

Станция управления обеспечивает закрывание клапана-отсекателя при превышении или снижении давления в выкидной линии фонтанной арматуры относительно установленного предела;

-при увеличении температуры на устье скважины выше 70;

-при нарушении герметичности трубки управления клапаном.

Кроме того клапан-отсекатель может быть принудительно закрыт со станции управления или с пульта управления диспетчера.



2. Скважинное оборудование для газлифтного способа добычи нефти

В состав скважинного оборудования, входя скважинные камеры, газлифтные клапаны, ингибиторные клапаны, циркуляционные клапаны, устанавливаемые в скважинные камеры и монтируемые на колонне НКТ, приемные клапаны, глухие пробки. Кроме того, в состав внутрискважинного оборудования входят разъединитель колонны, телескопическое и пакеры и якори.Эти устройства устанавливают в зависимости от условий эксплуатации и номенклатуры выполняемых операций. Они обеспечивают пуск установки в действие, подъем продукции пласта, регулирование режима работы, выполнение работ по подъемному ремонту скважины.

2.1 Скважинные камеры

В скважинных камерах газлифтных установок в процессе эксплуатации скважины фонтанным и затем газлифтным способами устанавливаются глухие пробки, ингибиторные, циркуляционные и газлифтные клапаны. По конструктивному исполнению скважинные камеры различаются на камеры с эксцентричным и с центральным расположением кармана для клапана. Скважинные камеры выполняются для стационарных и съемных клапанов. Эксцентричные камеры могут выполняться с газоотводящим устройством и без него. Скважинные камеры с эксцентричным расположением кармана для клапанов наиболее совершенны, В них сохраняется проходное сечение в месте установки клапана равным проходному сечению колонны подъемных труб. Это позволяет все скважинные работы (исследование, промывку призабойной зоны, смену съемных элементов скважинного оборудования) проводить без извлечения колонны подъемных труб, а работы с клапанами выполнять в любом порядке

Наиболее распространена скважинная камера (рисунок 3), сваренная из литых частей: рубашки 2, выполненной из специальных овальных труб. В рубашке камеры предусмотрен карман 3 для установки клапанов и пробок с помощью набора инструментов канатной техники через устье скважины. Газ или жидкость (для ингибиторного и циркуляционного клапанов) поступает из затрубного пространства к клапану через перепускные отверстия а камер. Клапаны и пробки уплотняются в кармане 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.

2.2 Газлифтные клапаны

Газлифтные клапаны-устройства для автоматического установления или прекращения сообщения между внутренней полостью колонны подъемных труб и затрубным пространством, заполненным нагнетаемым в скважину газом.

Все известные газлифтные клапаны можно классифицировать:

- по назначению-пусковые и рабочие;

-по принципу управления - давлением нагнетаемого газа, давлением газожидкостной смеси в подъемных трубах и перепадом трубного и затрубного давлений;

- по способу размещения в колонне подъемных труб эксцентрично расположенные и центральные;

-по типу чувствительного элемента клапана - сильфонные пружинные, мембранные и комбинированные;

- по способу установки-съемные и стационарные.

Пусковые клапаны обеспечивают пуск скважины методом аэрации в процессе вытеснения газом жидкости их кольцевого пространства скважины. При работе скважины в установившемся режиме пусковые клапаны остаются все время закрытыми, а газ поступает через рабочий клапан. Управляющим для этих клапанов является давление газожидкостной смеси в колонне подъемных труб.

При непрерывном газлифте в качестве нижнего рабочего клапана можно не использовать пусковой, отрегулированный на открытие при давлении газа, соответствующем глубине его ввода. Открытие или закрытие газлифтного клапана осуществляется чувствительным элементом, который настраивается до установки клапана в скважину па определенное усилие. Чувствительным элементом в клапанах может быть сильфонная или мембранная камера, пружина или комбинация их. Клапаны с сильфонными, пружинными и комбинированными чувствительными элементами могут быть уравновешенными и неуравновешенными. Для уравновешенных клапанов давления открытия и закрытия равны.

Рисунок 4. Схема неуравновешенного газлифтного клапана сильфонного типа.

Наиболее широко применяются газлифтные клапаны с сильфонным чувствительным элементом. Сильфонную камеру клапана заряжают азотом, давление которого увязано с параметрами скважины и давлением нагнетаемого газа.

Основными узлами неуравновешенного сильфонного газлифтного клапана, управляемого давлением нагнетаемого газа (рисунок 4 а, б). являются корпус, узел зарядки, сильфон, шток, седло и обратный клапан, предотвращающий обратный переток жидкости, что особо важно при установке пакеров, посадка которых осуществляется гидравлическим или гидромеханическим способами.

Клапан работает следующим образом: под давлением азота в сильфонной камере шток прижимается к седлу. Под давлением нагнетаемого газа в затрубном пространстве и давлением газожидкостной смеси в колонне подъемных труб клапан открывается (рисунок 4). После открытия клапана газ начинает поступать из затрубного пространства во внутреннюю полость колонны НКТ.

Конструкция газлифтного клапана приведена на (рисунке 4). Газлифтный клапан устанавливается в карман скважиной камеры при помощи специального посадочного инструмента, спускаемого на канате.

2.3 Ингибиторные клапаны

Для подачи из затрубного пространства в полость подъемных труб ингибиторов разного назначения предназначены ингибиторные клапаны. Клапан (рисунок 5) устанавливается в карман скважинной камеры инструментом при помощи канатной техники и извлекается цанговым инструментом из того же комплекта. Инструментами захватывают клапан за головку 1. Клапан в кармане фиксируется при помощи цанги 11, которая входит в специальную расточку кармана камеры разжимается в нем буртом корпуса 10, который входит в цангу при посадке. При снятии клапана цанги освобождаются после среза шрифта 12.

Клапан в кармане камеры герметизируется уплотнениями 2 и 8 таким образом, что ингибитор из затрубного пространства поступает через перепускные отверстия камеры, отверстие во втулке 3 и клапан, состоящий из седла 4, шарика 5, штока 6 и пружины 7. При помощи втулки 9 клапан настраивается на определенное давление открытия и, открываясь, перепускает ингибитор через втулку 9 и наконечник 14 внутрь полости подъемных труб. Обратный клапан 15 препятствует перетоку жидкости из полости подъемных труб в затрубное пространство.

Рисунок.5 Ингибиторный клапан.

2.4 Циркуляционные клапаны

При технологических операциях, проводимых при эксплуатации и ремонте гaзлифтных скважин, в карманы скважинных камер взамен газлифтных клапанов устанавливаются глухие пробки и циркуляционные клапаны (рисунок 5). Глухие пробки в отличие от циркуляционных клапанов не имеют перепускных отверстий а. Клапаны и пробки изготовляются из базовых деталей газлифтных клапанов, уплотняются в скважинных камерах манжетами 4 и чаще всего фиксатором 7. Перепускное отверстие а при посадке в камеру совпадает с перепускными отверстиями скважинных камер и обеcпечивает циркуляцию жидкости между затрубным и трубным пространствами. Пробки и клапаны устанавливаются в скважинных камерах инструментами канатной техники, так же, как и газлифтные клапаны.

Для временного сообщения центрального прохода колонны с затрубным пространством при освоении скважины, глушении, промывках забоя, затрубного пространства и колонны НКТ, обработке забоя различными химическими реагентами при аварийном глушении скважины и т д., в тех случаях, когда необходимо обеспесчить пропуск большого расхода жидкости, применяются центральные цикруляционные клапаны.

Клапан (рисунок 5) устанавливается на колонне НКТ и извлекается вместе с ней. Он состоит из корпуса 4 с отверстиями а, в каждом из которых установлены подвижная втулка 3 с отверстиями б. Клапаны с малым условным диаметром перепускных отверстий устанавливаются ниже ниппеля для клапана-отсекателя и при освоении скважины служат для аэрации столба жидкости.

2.5 Разъединительные колонны

Для обеспечения возможности ремонта скважин без глушения (под давлением) комплексах скважинного оборудования применяются разъединители колонн. Разъединитель позволяет поднимать колонну НКТ вместе со смонтированным на ней оборудованием, не срывая пакера. При перекрытии проходного отверстия пакера и отсоединения от него колонны НКТ замена элементов этой колонны или другие ремонтно-профилактические работы, связанные с подъемом и спуском, осуществляются без глушения скважины.

Разъединитель колонны (рисунок 6) состоит из головки 1, верхней 2 и нижней 5 цанг, цилиндра 3 и штока 4. Колонну НКТ от скважинного оборудования отсоединяют инструментом, спускаемым на проволоке или канате. Толкатель инструмента, передвигая цангу 2 вверх, отсоединяет трубы от скважинного оборудования, а двигая цангу вниз, соединяет их.



Рисунок 6. Разъединитель колонны.

2.6 Пакеры и якори

Современные фонтанные и газлифтные установки, как правило,снабжены пакерами для изоляции затрубного пространства скажины от трубного,разобщения зон затрубного пространства, предотвращения пульсирующей работы скважины, более полного использования энергии расширения газа, поступающего из пласта, а также для предотвращения воздействия на забой давления нагнетаемого газа.

С клапанами-отсекателями используют пакеры двух типов: не извлекаемый и демонтируемый, первые, часто называемые стационарными, для удаления из ствола скважины необходимо предварительно разбурить (поэтому называются иногда разбуриваемыми), вторые извлекаются без разбуривания, пакеры обоих типов спускаются на колонне НКТ, а иногда на канате.

Разбуриваемый стационарный пакер (рисунок 7) состоит из корпуса 12 с головкой 3, имеющей пазы наружную цилиндрическую поверхность 4 и внутреннюю 2, выполненную в верхней части в виде посадочного ниппеля. На штифтах 8 установлен переводник с уплотнительными манжетами 5 и замком 7, входящим в паз во избежание вращения переводника относительно головки. Переводник соединяет пакер с колонной.

На нижний конец корпуса навинчены две концентричные втулки 21 и 23, которые вместе с ниппелем 24 образуют поршневую камеру с перемещающимся поршнем 22 и толкателем. Поршневая полость сообщается с центральным каналом пакера отверстием А.

На корпусе 12 смонтирован уплотнитель 15, состоящий из резиновых элементов и шлипсовых узлов 9, 18 и 10.

В шлипсовые узлы входят срезные штифты 14, 20 и 16, конусы 17и 13, фиксирующие ленты 11,упорные кольца 19. Пакер устанавливается в скважине с помощью колонны НКТ. После спуска колонна насосно-компрессорных труб герметизируется для возможности установки пакера.

В колонну нагнетается жидкость, которая через отверстие А поступает под поршень 22. Под давлением жидкости поршень через толкатель действует на кольцо 19, которое после среза штифтов 20 перемещается вверх, толкая нижние шлипсы 18, на конус 17. Фиксирующие штифты 16, связывающие корпус пакера с нижним 17 верхним 13 конусами, срезаются. Уплотнители с конусами сдвигаются вверх, нижние шлипсы 18, перемещаясь вверх по конусу 17 разрывают ленту 11 и выдвигаются наружу.

Рисунок 7. Конструкция неизвлекаемого пакера.



Резиновые уплотнители 15, расширяясь, разобщают и герметизируют верхнюю и нижнюю зоны затрубного пространства пакера. Шлипсы при этом удерживают пакер в стволе скважины.

При подъеме колонны НКТ прикладывается дополнительная растягивающая нагрузка и штифты 8 срезаются, переводник 1с колонной НКТ извлекаются на поверхность, а пакер остается в скважине.

Демонтируется такой пакер разбуриванием-фрезерованием верхних шлипcов инструментом с ловителем. При спуске инструмента ловитель проходит в корпус, фрезы упираются верхние шлипсы, а в результате вращения, срезав шлипсы, удерживает сборку ниже пакера и предохраняет ее от падения на забой во время подъема.

Освобождение пакера достигается вращением и приподниманием колонны НКТ. При этом срезаются штифты 4, связывающие втулку 2 с переводником 1,а при первых оборотах упор 6 сворачивается с разгрузочной муфты 5, перемещаясь вверх в торец переводника 1.В результате обеспечивается сообщение центрального канала пакера, через отверстие 3 во втулке 2 с затрубным пространством. При дальнейшем повороте муфта 5 сворачивается с верхней трубы 8 и перемещает вверх подшипниковый узел 7 и кольцо 9 которое через гильзу 12 увлекает вверх камеру с поршнем 16 и толкателем 17. Уплотнения 11 шлипсы 20 освобождаются торцевых упоров 10 и 13. После этого пакер извлекается на поверхность колонной НКТ.

Рассмотренные пакеры изготавливают с перекрытым проходным каналом (ПРT) и с каналом для клапана-отсекателя (ПР-К) Способ гидравлический, максимальный перепад давления., воспринимаемый пакерами, 21 МПа, температура рабочей среды 100 С. Пакеры предназначены для установки в эксплуатационной колонне с условным диаметром 168 мм на НКТ диаметром 73 мм.

В газовых, конденсатных и газоконденсатных скважинах, продукция которых содержит до 6% сероводорода, используют пакеры 2ПД-ЯГ Их конструкция аналогична описанной выше.

Другие типы извлекаемых пакеров отличают в основном конструкции и расположение шлипсовых узлов. В широко применяемых для фонтанирующих скважин пакере 1ПД-ЯГ в качестве верхнего заякоривающего устройства используется якорь автономного действия.

Якорь ЯГ1 предотвращает скольжение скважинного оборудования, соединенного с ним, внутри эксплуатационной колонны. Якори могут применяться совместно с пакерами для повышения их надежности.

Якорь состоит из корпуса 2, в окна которого вставлены плашки 1 Пружина 3 удерживает плашки в корпусе в утопленном положении крепится на корпусе при помощи винтов. Якорь совместно со скважинным оборудованием спускается на колонне НКТ. Заякоривание происходит при подаче давления в колонну подъемных труб. Под действием давления в корпусе 2 якоря плашки 1 выдвигаются наружу радиальном направлении и внедряются в стенку эксплуатационной колонны заякориваясь на ней. При спуске якоря в положение, указанное на рисунке, он будет препятствовать скольжению вверх.

2.7 Насосно-компрессорные трубы для газлифтного подъемника

Для фонтанного и газлифтного подъемников используются так называемые насосно-компрессорные трубы (НКТ). Подобные же трубы широко применяются для подъемников не только при компрессорном, но и при бескомпрессорном газлифте, а также во всех фонтанных, нагнетательных скважинах для выполнения большого числа различных процессов и операций, например при гидроразрыве пласта или его соляно-кислотной обработке, при работах с внутрискважинным оборудованием, при ловильных работах, промывках пeсчаных пробок, для внутри промысловых коммуникаций.

Для этого типа труб характерны небольшой диаметр, обеспечивающий возможность их спуска в эксплуатационные колонны скважин; высокая прочность, позволяющая использовать их для подъемников в скважинах больших глубин при всех способах эксплуатации скважин, а также конусная резьба.

Насосно-компрессорные трубы отличаются материалом, группами прочности, герметичностью, противокоррозионной стойкостью резьбой, быстротой стыковки, размерами, сопротивляемостью отложению парафина и солей.

В настоящее время используются в основном стальные горячекатаные не равнопрочные НКТ с муфтовыми резьбовыми соединениями. Как видно из расчетной схемы неравно. прочность НКT определяется разницей между площадями сечений тела трубы и в зоне резьбы, где снижение несущей способности пропорционально уменьшению площади сечения. Параметры резьбовых соединений определяются конусностью, размером резьбы, числом ниток на единицу длины. При этом площадь несущего по резьбе примерно на 25% меньше площади сечения по телу трубы. Таким образом, грузоподъемность колонны НКТ, собранной из труб этого типа, определяется площадью сечения по резьбе. Отсюда следует, что около 25% всего металла колонны НКТ не равнопрочной конструкции не работает, а лишь создает дополнительную нагрузку.

Поэтому не равнопрочные НКТ используются в качестве подъемных в скважинах малых и средних глубин. Широкое же их применение объясняется относительной простотой изготовления и меньшей по сравнению с равнопрочными.

Подьемные колонны труб в глубоких скважинах и при тяжелых условиях работы собираются из равнопрочных НКТ. Все сечения таких труб, включая и по резьбе, имеют примерно равную площадь, а следовательно, и одинаковую несущую способность. Конструктивно равнопрочность достигается разными приемами. Например, у труб с высаженными наружу концами резьба нарезана на утолщенной части, что и обеспечивает равенство площадей рабочего сечения, и сечения по телу гладкой части трубы.

Параметры резьбы труб этого типа несколько отличаются от гладких не равнопрочных, число ниток на один дюйм (25,4мм) равно 8.

При применении равнопрочных НКТ примерно на 25% сокращается расход металла на колонну НКТ по сравнению с не равнопрочными и значительно увеличивается максимальная глубина их спуска.

Для упрощения производства равнопрочных НКТ отечественными учеными П.М. Абуговым, Т.К. Дадаяном и В.Ф. Штамбургом была предложена новая конструкция их.Равнопрочность в этом случае достигается привариванием коротких нарезанных концов труб к трубе с геометрическими размерами и формами, примерно соответствующими резьбовой части не равнопрочной НКТ, но изготовленных из стали большей прочности. В результате компенсируется потеря несущей способности из-за меньшей площади сечения концов трубы по резьбе. Фактическая равнопрочность этих труб определяется прочностными свойствами привариваемого конца и качеством сварки, обеспечение которой сложная задача. Производство НКТ с приварными концами требует высококачественной дефектоскопии.

Для спуска в скважину и подъема безмуфтовых НКТ необходимы специальные сложные и дорогие элеваторы, удерживающие колонну труб на весу за гладкую часть трубы или за раструбную, В первом случае в элеваторе должен быть предусмотрен клиньевой захватный орган, во втором- конусная посадочная поверхность, что резко усложняет конструкцию элеватора и всего удерживающего труб устройства.

При одинаковом внутреннем диаметре НКТ наружный размер труб с высаженными концами существенно больше, чем у не равнопрочных НКТ. У труб с высадкой наружу с муфтами наружный габарит при одинаковом внутреннем диаметре значительно больше, чем у не равнопрочных, поэтому в отдельных случаях при малых диаметрах эксплуатационных колонн их нельзя спускать в скважины с большими дебитами жидкости.



3. Наземное оборудование для газлифтной добычи нефти

При компрессорном газлифте комплекс оборудования для эксплуатации группы скважин значительно сложней, чем при фонтанной эксплуатации, и состоит из компрессорной станции, газо- распределительной и газосборной сети, систем подготовки га за и газлифтного оборудования скважин.

При использовании бескомпрессорного газлифта газ отбирается из трубопровода, по которому газ подается от газового месторождения, системы газораспределительных станций, трубопроводов для подачи газа к скважинам и компрессоров для закачки после осушки отработанного в газлифте газа обратно в трубопровод.

Компрессорная станция при газлифтной эксплуатации включает машинный зал с компрессорными агрегатами, оснащенный подъемными устройствами для ремонта, монтажа и демонтажа агрегатов и их узлов, водяную насосную для охлаждающей воды, градирню, сборник горячей воды и емкости для запаса воды, технологическую aппаратуру с сепараторами, маслоотделителями, регенераторами смазочных масел, распределительные устройства и трансформаторы, системы трубопроводных обвязок, к которым относятся приемные и выкидные коллекторы, газовые, воздушные, водяные магистрали и маслопроводы. Кроме того, в состав станции, как правило, Входят ремонтные мастерские, склад запасных частей и помещение для персонала.

Для газлифтной эксплуатации применяют центробежные компрессоры с электроприводом и поршневые компрессоры с газовыми двигателями (газомотокомпрессоры.)

Первые представляют собой центробежные компрессоры, состоящие из ротора с несколькими рядами лопаток и статора, включающего направляющие лопатки, расположенные между лопатками ротора. Привод таких компрессоров осуществляется электродвигателями.

Вторые обычно выполняются по схеме газомоторкомпрессоров включают объединенные в один агрегат поршневой компрессор и двигатель внутреннего сгорания, в котором в качестве топлива используется газ.

3.1 Газомоторные компрессоры

Эти агрегаты имеют горизонтально расположение компрессорные цилиндры и вертикально или V-образно расположенные силовые цилиндры. В зависимости от подачи и степени сжатия к коленчатому валу присоединены шатуны нескольких рядов цилиндров.

К приводной части относятся цилиндры привода, кривошипошатунный механизм, механизм газораспределения, система подачи таза, система охлаждения, смазки, регулирования числа оборотов и система пуска, т.е. все системы, свойственные для двигателей внутреннего сгорания.

Компрессор состоит из цилиндропоршневых групп с самодействующими клапанами, шатунов, системы охлаждения цилиндров и холодильников между отдельными ступенями.

Некоторые газомоторкомпрессоры снабжены системой наддува, состоящей из газовой турбины, работающей на выхлопных газах двигателя и приводящей в действие турбокомпрессор, нагнетающий я смесь в цилиндры двигателя.

Турбокомпрессор с V-образным силовым агрегатом и горизонтально расположенными цилиндрами показан на (рисунке 8). Он включает раму-картер (станину) 1, на которой базируются умы компрессора; фонарную часть 15 для подсоединения цилиндра компрессора к станине; цилиндр компрессора 2 с находящимися в нем поршнем 3, штоком 4, сальником 5 и клапанами б. В торце цилиндра компрессора располагаются детали системы регулирования 7.



Рисунок 8. Поперечное сечение ступени газомотокомпрессора.

Шток поршня соединяется с крейцкопфом 8, шатуном компрессора 9 и коленчатым валом 18, через который осуществляется связь с приводящем двигателем. На шейке коленчатого вала 18 размещается шатун компрессора, соединенный пальцами с шатунами 12 двигателя. Через патрубок 13 и всасывающий клапан продувочного цилиндра воздух попадает в продувочный насос 14, который имеет поршень, соединенный с крейцкопфом. Продувочный насос подает по каналам воздух в цилиндры двигателя 10 для вытеснения продуктов сгорания через выхлопной патрубок и наполнения цилиндров воздухом перед подачей топлива через газовпускной клапан 17 Смесь топлива с воздухом в конце сжатия воспламеняется с помощью свечи зажигания, на которую подастся ток высокого напряжения.

3.2 Система распределения газа

Сжатый газ от газопровода или компрессорной станции (КC) подается в газораспределительные пункты (ГРП), от каждого из которых он направляется к группе газлифтных скважин. Газ распределяется через газораспределительные батареи (ГРБ), число которых на каждом ГРП может быть разным в зависимости от числа скважин, приходящихся на газораспределительный пункт и на батарею. Батареи выполняются блочными и комплектно поставляются промыслам заводами-изготовителями. Батарея представляет собой напорные линии с регулирующими устройствами, обычно игольчатыми дросселями, позволяющими распределять газ по скважинам в cоответствии с заданными параметрами. Контроль распределения и параметры регистрируются приборами, размещенными в шкафу КИП

На ГРП от КС иногда подводятся не одна, а две линии (пускового) давления и рабочего. Кроме того, на ГРП часто устанавливаются дозировочные насосы, нагнетающие ПАВ и ингибиторы в линии, идущие к скважинам.



Заключение

В данной курсовой работе мы узнали:

1. Принципы газлифта:

Если в кольцевое пространство между колонной подъемных труб и эксплуатационной колонной нагнетать газ, то после вытеснения жидкости из кольцевого пространства газ начнет поступать в центральную колонну и двигаться по ней вверх. При этом удельный вес смеси жидкости и газа будет уменьшаться, в результате чего уровень ее начнет подниматься вверх. Изменяя глубину спуска подъемных труб, давление подаваемого газа и его расход, можно обеспечить подъем этой смеси на поверхность. Поднятию жидкости способствует также и движущиеся вверх пузырьки газа.

2. Область применения:

Область применения газлифта - высокодебитные скважин с большими забойными давлениями, с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже давления насыщения, содержащие в продукции скважины песок, а также скважины, эксплуатируемые в труднодоступных условиях (например, затопляемость, паводки, болота и др.). Газлифт характеризуется высокой технико-экономической эффективностью, отсутствием в скважинах механизмов и трущихся деталей, простотой обслуживания скважин и регулирования работы.

3. Эффективность применения:

Эффективность газлифтной эксплуатации увеличивается с ростом отборов жидкости по скважине и с увеличением пластовой энергии и газового фактора. Поэтому использование этого способа эксплуатации экономически целесообразно, прежде всего, на месторождениях с многодебитными скважинами с большим газовым фактором, высокой пластовой энергией, низкой обводненностью при условии сохранения этих показателей на срок, соизмеримый с периодом разработки месторождения.

И, конечно же и принципе работе разлифтного оборудования.

Список литературы

1. А.Г Молчанов. Машины и оборудование для добычи нефти и газа, 2010 ООО “Издательство Альянс” 2019 год

2.Гаврилов В. П. Чёрное золото планеты. -- М.: Недра, 2011г;

3.Гальперин, А.М. Геология: Ч. IV. Инженерная геология / А.М. Гальперин, В.С. Зайцев. - Вологда: Инфра-Инженерия, 2011. - 559 c.

4.Ишмурзин А.А. Оборудование и инструменты для подземного ремонта; учебное пособие - Уфа, 2014. - 225 c.

5.Молчанов А. Г. Машины и оборудование для добычи нефти и газа; Альянс - Москва, 2013. - 588 c.

6.Норман, Дж. Хайн Геология, разведка, бурение и добыча нефти / Норман Дж. Хайн. - М.: Олимп-Бизнес, 2013. - 752 c.

7.Самохвалов М. А. Монтаж и эксплуатация бурового оборудования; учебное пособие - Томск, 2010. - 312 c.

8.Снарев А. И. Расчеты машин и оборудования для добычи нефти и газа; Инфра-Инженерия - Москва, 2010. - 232 c.

Размещено на Allbest.ru

...