Оборудование для эксплуатации скважин фонтанным и газлифтным способом

·  в случае попадания посторонних предметов, как правило, происходит заклинивание клапана-отсекателя или пакера при их подъеме;

·  в скважинах  с осложнениями в виде отложения  солей, смол и высокого содержания механических примесей, когда необходимо проводить  периодическую чистку забоя и  призабойной зоны скважины циркуляцией или желонками в настоящее время необходимо производить извлечение пакера.

Клапан-отсекатель обычно устанавливают в колонне  НКТ на ниппель путем сбрасывания  или с использованием специального посадочного инструмента.

Ниппель служит для установки, фиксирования и герметизации в нем клапана-отсекателя, представляет собой патрубок, внутри которого выполнена кольцевая проточка для приема фиксаторов замка клапана-отсекателя. Внутренняя поверхность ниппеля выше кольцевой проточки обработана под посадку уплотнительных элементов клапана-отсекателя. По обоим концам ниппеля нарезана резьба для соединения с колонной НКТ. Ниппель спускают на колонне НКТ и устанавливают выше пакера.

Клапаны отсекатели управляемый КАУ управляются с устья скважины через специальную трубку, спущенную совместно с ниппелем.

Клапаны-отсекатели устанавливаются в посадочные ниппели  инструментами канатной техники  и фиксируются в ниппелях при  помощи замков, размещенных в канавке.

Клапан-отсекатель в открытом виде с замком ЗК спускается в скважину.

Клапаны-отсекатели предназначены для перекрытия подъемных  труб скважин при разгерметизации  устья или при отклонении режима работы скважины от заданных пределов.

Клапаны-отсекатели управляемые КАУ управляются  с устья скважины через специальную трубку, спущенную совместно с ниппелем. 

·  Ингибиторные клапаны. 

Ингибиторные  клапаны предназначены для подачи из затрубного пространства в полость  подъемных труб ингибиторов разного  назначения в процессе эксплуатации скважины.

Клапаны КИНГ устанавливаются в карман скважинкой камеры инструментом ИСК из комплекта КИГК при помощи канатной техники и извлекается цанговым инструментом ИЦ из того же комплекта. Инструментами захватывают клапан за головку. 
 
 

Клапан в кармане фиксируется при помощи цанги, которая входит в специальную расточку кармана камеры и разжимается в нем буртом корпуса, который входит в цангу при посадке.

При снятии клапана  цанги освобождаются после среза штифта.

Клапан в кармане  камеры герметизируется уплотнениями  и таким образом, что ингибитор из затрубного пространства поступает через перепускные отверстия камеры, отверстие во втулке  и клапан, состоящий из седла, шарика, штока и пружины.

При помощи втулки клапан настраивается на определенное давление открытия и, открываясь, перепускает ингибитор через втулку  и наконечник внутрь полости подъемных труб. Обратный клапан препятствует перетоку жидкости из полости подъемных труб в затрубное пространство.

Ингибиторный  клапан КИНГ спускается в скважину на колонне подьемных труб. 

·  Разъединитель колонны. 

Разъединитель предназначен для соединения колонны  подъемных труб с пакером и  их разъединения в фонтанных и  газлифтных скважинах. Перед отсоединением колонны подъемных труб от пакера для изоляции пласта в шейку в разъединителя исполнения с помощью спускового инструмента из комплекта инструментов ИКПГ канатной техникой устанавливается глухая пробка с замком. Головки перьев цанги замка фиксируются в канавке а штока.

Разъединитель отсоединяют толкателем канатной техники  из того же комплекта ИКПГ, зацепляемым с шейкой верхней цанги.

При отсоединении шток должен находиться в положении, при котором его бурт  упирается в бурт центратора, а перья цанги оказываются у расточки цилиндра. Это позволяет им выйти из зацепления со штоком и свободно подниматься совместно с цилиндром при подъеме колонны труб. При дальнейшем подъеме колонны труб нижняя цанга выйдет из зацепления с центратором и останется в скважине со штоком и посаженной в него глухой пробкой, что обеспечит перекрытие пласта.

Соединение разъединителя осуществляется толкателем циркуляционного клапана в обратном порядке. Герметичность соединения штока и цилиндра в рабочем положении в скважине обеспечивается уплотнением. Глухая пробка после соединения разъединителя извлекается подъемным инструментом из комплекта ИКПГ.

Разъединитель исполнения отличается конструкцией верхнего фиксирующего механизма и креплением нижней замковой цанги. 

Извлекаемой частью разъединителя является цилиндр, соединенный с упором, цангодержателем, цангой и центратором. Совместно с ними извлекаются гильза и кулачки, помешенные в упоре. Для разблокировки кулачков  гильза с помощью толкателя из комплекта инструментов ИКПГ перемешается вверх, пока фиксатор  не попадет в канавку цилиндра. В этом положении кулачки попадают в канавку в и освобождают шток. При дальнейшем подъеме цилиндра цанга утопает в окне цангодержателя  и освобождает шток от зацепления с извлекаемой частью разъединителя. 

Разъединитель соединяют толкателем в обратной последовательности. При этом фиксатор  должен находиться в канавке.

Шток  герметизируется в цилиндре  набором манжет. Внутри штока установлена гильза, которая с помощью фиксатора  и кулачков удерживает шток в положении, заблокированном с цилиндром. Соединение спускается в скважину в заблокированном состоянии, и после посадки пакера для снятия натяжения колонны подъемных труб должно быть разблокировано перемещением гильзы  вверх. При этом фиксатор попадает в канавку а, а кулачки – в расточку б, в которой они утопают. В результате шток  и цилиндр освобождаются от зацепления и способны перемещаться друг относительно друга и компенсировать удлинение и укорочение колонны подъемных труб. 
 

2.  Оборудование газлифтных  скважин

2.1.  Принцип действия  и область применения. 

Область применения газлифта: высокодебитные скважины с большими забойными давлениями, скважины с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже давления насыщения, песочные (содержащие в продукции песок) скважины, 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.

Газлифтная скважина - это по существу та же фонтанная скважина, в которой недостающий для необходимого разгазирования жидкости газ подводится с поверхности по специальному каналу. По колонне труб газ с поверхности подается к башмаку, где смешивается с жидкостью, образуя ГЖС, которая поднимается на поверхность по подъемным трубам. Закачиваемый газ добавляется к газу, выделяющемуся из пластовой жидкости. В результате смешения газа с жидкостью образуется ГЖС такой плотности, при которой имеющегося давления на забое скважины достаточно для подъема жидкости на поверхность. Все понятия и определения, изложенные в теории движения газожидкостных смесей в вертикальных трубах, в равной мере приложимы к газлифтной эксплуатации скважин и служат ее теоретической основой.

Для работы газлифтных скважин используется углеводородный газ, сжатый до давления 4 -10 МПа. Источниками сжатого газа обычно бывают либо специальные компрессорные станции, либо компрессорные газоперерабатывающих заводов, развивающие необходимое давление и обеспечивающие нужную подачу. Такую систему газлифтной эксплуатации называют компрессорным газлифтом. Системы, в которых для газлифта используется природный газ из чисто газовых или газоконденсатных месторождений, называют бескомпрессорным газлифтом.

При бескомпрессорном газлифте природный газ транспортируется до места расположения газлифтных скважин и обычно проходит предварительную подготовку на специальных установках, которая заключается в отделении конденсата и влаги, а иногда и в подогреве этого газа перед распределением по скважинам. Избыточное давление обычно понижается дросселированием газа через одну или несколько ступеней штуцеров.

Существует система  газлифтной эксплуатации, которая называется внутрискважинным газлифтом. В этих системах источником сжатого газа служит газ газоносных пластов, залегающих выше или ниже нефтенасыщенного пласта. Оба пласта вскрываются общим фильтром. В таких случаях газоносный горизонт изолируется от нефтеносного пласта одним или двумя пакерами (сверху и снизу), и газ вводится в трубы через штуцерное устройство, дозирующее количество газа, поступающего в НКТ.

Внутрискважинный  газлифт исключает необходимость  предварительной подготовки газа, но вносит трудности в регулировку  работы газлифта. Этот способ оказался эффективным средством эксплуатации добывающих скважин на нефтяных месторождениях Тюменской области, в которых над нефтяными горизонтами залегают газонасыщенные пласты с достаточными запасами газа и давления для устойчивой и продолжительной работы газлифта. 
 
 

2.2.  Типы газлифта 

По числу спускаемых рядов труб подъемники бывают однорядными  и двухрядными. По направлению нагнетания рабочего агента - кольцевыми и центральными. Недостатки последней: при наличии  в жидкости песка выступающие  муфты труб стачиваются, в результате чего возможен обрыв труб; при содержании в нефти парафина или при большой концентрации солей последние откладываются на стенках колонны и уменьшают ее диаметр. Поэтому в большинстве случаев применяют подъемники кольцевой системы.

Также газлифты различают на непрерывный и периодический. Под непрерывным газлифтом будем подразумевать способ добычи жидкости при помощи непрерывно подаваемого в скважину газа; под периодическим газлифтом – при помощи периодически подаваемого газа в скважину.

Существуют различные  варианты оборудования скважин при непрерывном газлифте. Газ может подаваться к башмаку как по кольцевой системе между двумя рядами труб  или между обсадной колонной и фонтанными трубами, так и по центральной системе (центральным трубам).  

В практике встречается двухрядный подъемник кольцевой системы со ступенчатой нагнетательной колонной: в нижней части - меньшего диаметра, в верхней – большего. По сравнению с обычным двухрядным такой подъемник дешевле. Основные его преимущества - уменьшение веса труб первого ряда и лучшие условия выноса песка с забоя. К недостаткам этого подъемника относится невозможность увеличения погружения подъемных труб. Однако двухрядный подъемник - сооружение металлоемкое, а поэтому дорогое. Лишь при отсутствии герметичности обсадной колонны его применение оправдано как вынужденная мера. Разновидностью двухрядного подъемника является полуторарядный в котором для экономии металла трубы первого ряда имеют хвостовую часть (ниже башмака второго ряда) из труб меньшего диаметра. Это существенно уменьшает металлоемкость конструкции, позволяет увеличить скорость восходящего потока, но осложняет операцию по увеличению погружения, т. е. по допуску второго ряда, так как для этого необходимо предварительно изменить подвеску первого ряда труб. Газ подается в межтрубное пространство и ГЖС поднимается по одному ряду труб, диаметр которых определяется дебитом скважины и техническими условиями ее эксплуатации. Реальный уровень жидкости всегда устанавливается у башмака подъемных труб. Уровень не может быть выше, так как в этом случае газ не будет поступать в НКТ. Он не может быть и ниже башмака, так как тогда в НКТ не будет поступать жидкость. Однако при пульсирующем режиме работы газожидкостного подъемника уровень жидкости колеблется у башмака, периодически его перекрывая. Видимого погружения и динамического уровня жидкости при однорядном подъемнике нет, а гидростатическое давление у башмака подъемных труб, создаваемое погружением его под динамический уровень, заменяется давлением газа. Недостатком однорядного подъемника является низкая скорость восходящего потока между забоем и башмаком, глубина спуска которого определяется рабочим давлением газа, отбором жидкости, а также коэффициентом продуктивности скважины. Однако при этом упрощается допуск труб или вообще изменение глубины их подвески, если возникает такая необходимость. Поэтому существует разновидность однорядного подъемника - подъемник с рабочим отверстием. Один ряд труб необходимого диаметра спускается до забоя (или до верхних дыр перфорации), но на расчетной глубине, т. е. на глубине, где должен быть башмак (глубина места ввода газа в НКТ), устанавливается рабочая муфта с двумя-четырьмя отверстиями диаметром 5 - 8 мм. Сечение отверстий должно обеспечить пропуск расчетного количества газа при перепаде давлений у отверстий, не превышающем 0,1—0,15 МПа. Перепад давления у отверстий удерживает уровень жидкости ниже отверстия на 10—15 м и обеспечивает более равномерное поступление газа в трубы. Однорядный подъемник с рабочим отверстием (или муфтой) создает наибольшие скорости восходящего потока, является наименее металлоемким, однако требует подъема колонны труб при необходимости изменения погружения. Положение условного динамического уровня и погружение определяются рабочим давлением газа у рабочих отверстий, пересчитанным в столб жидкости. Однорядная конструкция газлифта, при котором используются 60 или 73-мм трубы, создает широкое межтрубное пространство, размеры которого играют решающую роль в случае использования различных клапанов, широко применяемых в настоящее время.

В однорядном подъемнике вместо рабочей муфты с рабочими отверстиями может применяться  так называемый концевой рабочий  клапан, поддерживающий постоянный перепад  давления при прохождении через  него газа, равный 0,1—0,15 МПа, достаточный  для того, чтобы постоянно удерживать уровень жидкости ниже клапана на 10—15 м. Концевой клапан обычно приваривается к спецмуфте с внешней стороны и имеет пружинную регулировку необходимого перепада давления и расхода газа. Такой клапан снабжается еще специальным шариковым клапаном, который закрывает рабочее отверстие и позволяет осуществлять обратную промывку скважины до забоя. Схемы оборудования скважин при периодическом газлифте приведены на рисунке. По схеме газ периодически подается в подъёмник после накопления в нем определенного столба жидкости. Камера замещения позволяет избежать несовершенства первой схемы, устраняя избыточно большие расходы газа и противодавление на забой. Плунжерный подъёмник в отличие от первых двух может работать за счет энергии газа, поступающего в скважину из пласта

Пуск газлифтных скважин (на примере двухрядного  подъемника).

При нагнетании газа жидкость в межтрубном пространстве колонн НКТ оттесняется вниз, а  вытесняемая перетекает в трубы  малого диаметра из эксплуатационной колонны, в результате чего уровень в ней становится ниже статического. Поэтому давление на забое становиться выше пластового и часть жидкости поглощается пластом. На любой момент времени давление закачиваемого газа соответствует гидростатическому давлению столба жидкости высотой, равной разности уровней в трубах малого диаметра (или затрубном пространстве) и межтрубном пространстве.

По мере нагнетания газа увеличивается разность уровней  и возрастает давление заканчиваемого газа.

Давление закачиваемого  газа во время достижения уровнем жидкости в межтрубном пространстве башмака подъемных труб будет максимальным. Это давление называется пусковым - Рпус. Как только начнется, излив газожидкостной смеси, давление на башмаке подъемных труб уменьшится. Среднее давление нагнетаемого газа при установившемся режиме газлифтной скважины называется рабочим.

Таким образом, запуск газлифтных скважин осуществляется продавкой газом из газораспределительного пункта (ГРП) или от передвижных компрессоров. Для снижения пускового давления в современных газлифтных установках применяют последовательное газирование участков лифта через пусковые газлифтные клапаны. 

2.3.  Наземное оборудование