1327
.pdf8. Из этой точки проводят линию, параллельную линии давления де газированной жидкости или задавочной жидкости. Точка пересечения этой линии с линией давления газа в затрубном пространстве дает глу бину установки второго клапана. Глубины установки остальных клапа нов находятся подобным же образом.
Впромысловых условиях иногда применяется упрощенный метод расчета расстановки клапанов.
Вкачестве исходных данных для расчета газлифтных установок ис пользуют статические и динамические характеристики скважины, кото рые определяют при исследованиях скважин либо принимают по дан ным аналогичных скважин.
Кэтим характеристикам относятся: проектный дебит жидкости; глубина скважины; статический и динамический уровни жидкости; за бойное давление - статическое и динамическое; давление на устье; дав ление нагнетаемого газа; температура продукции и газа на устье и за бое; газовый фактор и обводненность продукции; геотермический гра диент и температурный градиент продукции и др.
Диаметр колонны подъемных труб обычно задан либо определяется
взависимости от дебита и прочностных характеристик насосно компрессорных труб. Глубина установки верхнего пускового клапана независимо от управляющего давления определяется по формуле
/, =LCT+ 100 (риуск- р у) / (у*(1 + Гадтр/Гфуб)), |
(4.5.1) |
где LCTстатический уровень жидкости в скважине, м; рnyCJ<- макси мальное давление нагнетаемого газа при пуске скважины, МПа; ру - Давление на устье при установившемся режиме работы скважины, МПа; ^затр, FTруб - площади сечения соответственно кольцевого (затрубного) пространства и подъемных труб, см2; уж - удельный вес газожидкостной смеси, Н/м3
При /| < 1ст первый пусковой клапан устанавливается на глубине 1ст. Второй и последующие (включая рабочий) клапаны, управляемые дав лением нагнетаемого газа, размещаются на глубинах
/„ = L„ + 100 ((рг огк)„ - (ру- 0,02 уж / Уж), |
(4-5.2) |
где п - номер расчетного клапана, отсчитываемый от верхнего пусково го; (Рг откX - давление открытия расчетного клапана, МПа; 1п.\- глубина установки вышерасположенного клапана, м.
Давление открытия расчетного клапана принимается равным давле нию закрытия выше расположенного клапана.
Например, давление открытия второго клапана |
|
(Рг отк)2 —(Рг чак)|• |
(4.5.3) |
Давление открытия клапанов для верхнего пускового клапана |
|
(/VoTlJl ~ Рщ'СК- |
(4.5.4) |
Для второго и последующих пусковых, а также рабочего клапанов |
|
(Рго1к)п ~~(Ргзак)//-1— |
(4.5.5) |
где Ар = (0,05...0,175) МПа - для пусковых клапанов и Ар = 0,28 МПадля рабочего клапана.
Указанные нормы Ар даны при температуре Тсг = 288,5 К.
Для клапанов, управляемых давлением газожидкостной смеси в подъемных трубах, глубина установки второго и последующих клапа нов (в том числе и рабочего) определяется по формуле
L = /„. 1+100[(рг)„- (рготк)„]/Уж, |
(4.5.6) |
где (рг)п - давление газа в затрубном пространстве на уровне расчетного клапана, МПа; (ртогк)л - давление открытия расчетного клапана или давление газожидкостной смеси в подъемных трубах на уровне расчет ного клапана. Остальные обозначения аналогичны формуле (4.5.5). Давление открытия для всех клапанов
(Рт отк)п ~ Ррнб (1 Д ~ ^J4) МПа,
где Рряб ~ давление нагнетания газа в затрубное пространство при уста новившемся режиме работы скважины, МПа.
Таким образом, в результате расчета для каждого клапана определе ны глубина их установки и давления открытия и закрытия клапанов при температуре, соответствующей данной глубине.
Для обеспечения расчетных давлений открытия и закрытия клапа нов должны быть определены давления зарядки сильфонов клапанов азотом в стендовых условиях при температуре Тст=288,5 К.
Давление зарядки сильфона каждого клапана при температурных условиях скважины определяется по формулам:
для клапанов, управляемых давлением затрубного газа,
О с ) „ = ( Р г о т к ) „ ( 1 - R ) + (pr)nR\ |
( 4 .5 .7 ) |
182
для клапанов, управляемых давлением газожидкостной смеси в подъемных трубах
(Рс)п = Оготк)/, 0 - R) + (Рг)яЛ |
(4.5.8) |
Давление зарядки сильфона приводится к стендовым условиям по
формуле |
|
(Рс)п = (Рс)п TcrzJ(TCKa)nzCKB, |
(4.5.9) |
где (TCKR)nzcl- температура в скважине на глубине расчетного клапана; zcl и zCTB—коэффициенты сжимаемости азота соответственно при (рс)ст и
Тсти при (рс)п и (ТСКХ
Зарядка клапанов производится в специальной промысловой лабо ратории.
4.6. УСТАНОВКИ ДЛЯ ГАЗЛИФТНОГО СПОСОБА ДОБЫЧИ НЕФТИ
Газлифтная установка Л
Установка Л (рис. 4.6.1) включает устьевое оборудование - фонтан ную арматуру АФКЗа-210 1 и скважинное оборудование, состоящее из скважинных камер К 2, газлифтных клапанов типа Г 3, пакера ПН-ЯГМ 4 и приемного клапана 5 [18, 20]. Краткая техническая характеристика установок приведена в табл. 4.6.1.
Скважинное оборудование компонуется на колонне подъемных труб, подвешиваемой в трубной головке фонтанной арматуры, гермети зирующей устье скважины.
Пакер для разобщения зон затрубного пространства препятствует по ступлению нагнетаемого в скважину газа в колонну подъемных труб и способствует более полному использованию пластовой энергии, уменьше нию 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 выделяет ся и совершает работу по подъему жидкости с забоя на устье.
Установку Л рекомендуется спускать в скважину непосредственно по сле бурения. В период фонтанирования перепускные отверстия скважин ных камер перекрывают глухими пробками. Пробуренная скважина, осво енная без пакера, может вскрыть пласт с достаточной энергией для под держания установившегося потока в колонне подъемных труб в течение
Рис. 4.6.1. Г азлиф т ная уст ановка Л
длительного периода. Однако со временем запас энергии уменьша ется, непрерывное фонтанирова ние прекращается и начинается пульсация потока.
Для перевода скважины на газ лифтный способ эксплуатации глу хие пробки заменяют газлифтны ми клапанами без подъема насос но-компрессорных труб набором инструментов канатной техники из комплекта КИГХ. Для этого на устье скважины монтируют обо рудование ОУ780-350 и спуско подъемные операции проводят при помощи установки ЛСПК-131.
Инструментами канатной тех ники в скважинах, оборудован ных установками Л, можно про водить почти все виды подземно го ремонта без подъема насосно компрессорных труб.
Газлифтная установка Л отно сится к газлифтным установкам полузакрытого типа, так как баш мачный клапан пакера после его посадки падает на забой, полно стью открывая проход колонны подъемных труб. Когда спуск па кера невозможен ввиду дефектов эксплуатационной колонны, сква жину можно оборудовать газлиф тной установкой Л без пакера.
подъемных П|1едотвРагдения поступления нагнетаемого газа в колонну рекомендуется с ее ®ашмак>ниже последней скважинной камеры,
щаяся в кольцевомСКаТЬ ХВ0СТ0ВИК расчетной длины. Жидкость, находяной колонной пРостРанстве между хвостовиком и эксплуатацпои-
таких случаях уст П°ЛНЯеТ’ В определенной степени, функции пакера. В новка Л является установкой открытого типа.
|
К р а т к а я т е х н и ч е с к а я х а р а к т е р и с т и к а га зл и ф т н ы х у с т а н о в о к |
П а р а м е т р |
М а р к а у с т а н о в к и |
У словны й диам етр эксп луатац и он н ой колонны т р \б |
146 |
168 |
146 |
168 |
146 |
168 |
146x168 |
||
(Г О С Т 6 3 2 -8 0 ), мм |
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
||
У словны й ди ам етр колонны подъем ны х труб |
|
60 |
|
|
73 |
|
|||
(Г О С Т 6 3 3 -8 0 ), мм ч |
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
||
М акси м альн ы й отбор ж идкости, м?/с \т |
|
100. |
120 |
|
|
2 5 0 ...3 0 0 |
|
||
Рабочее давление, М П а |
|
|
|
21 |
|
|
|
||
У дельны й расход рабочего агента, мУт |
|
|
|
50.. |
150 |
|
|
|
|
У словны й ди ам етр газлиф тного клапана, мм |
|
|
|
25 |
38 |
|
25 |
38x25 |
|
М акси м альн ая глубина сп уска скваж инного оборудо |
|
|
|
2500 |
|
|
|
5000 |
|
вания, м |
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Р абочая среда |
Нефть, газ, пластовая вода с содержанием С 0 2 до 1 % , механических примесей до 0,1 % |
||||||||
Т ем п ература рабочей среды , К, не более |
|
|
|
373 |
|
|
|
||
Габаритны е разм еры , мм: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
диам етр |
118(122 |
136(140(145 |
1 1 8 |122 136(140(145 |
1 Зб( 140| 145 |
118(122 |
13б|140 |
145| 188(122 |
||
д ли н а (без подъем ны х труб) |
19350 |
19575 |
14550 |
14775 |
19245 |
15220 |
15445 |
20840 |
|
М асса скваж и н н ого оборудования (без подъем ны х |
404 405 418 422 426 207 208 221 225 229 390 394 398 256 257 270 274 |
278 446 447 |
|||||||
труб), кг |
|
|
|
|
|
|
|
|
Установка этого типа компонуется обычно несколькими располо женными на расчетных глубинах клапанами. Число газлифтных клапа нов и рабочие параметры их определяются геолого-техническими ха рактеристиками скважин, исходя из необходимости автоматического плавного запуска скважины и стабильной работы ее в заданном техно логическом режиме при требуемой депрессии на пласт.
Газлифтная установка ЛН
Установка ЛН предназначена для эксплуатации наклонно направ ленных 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 2П.Д-ЯГ, воспринимающие перепад давлений, направленный как снизу вверх, так и сверху вниз, посадка которых осуществляется гидравлическим способом.
Газлифтная установка с комплексом управления скважинными отсекателями
Возможность перевода скважин после окончания периода фонтани рования на газлифтный способ эксплуатации без замены основного скважинного оборудования является одним из существенных достиже ний в развитии нефтепромысловой техники.
Известно, что при разрушении или повреждении устьевого оборудо вания, нарушении герметичности эксплуатационной колонны фонтани рующие скважины могут перейти на открытый фонтан, становятся не управляемыми и могут причинить огромный материальный ущерб, привести к пожарам и жертвам.
Для предотвращения указанного явления скважины оборудуются системами аварийного закрытия (рис. 4.6.2), позволяющими, помимо указанного, осуществлять ремонт скважин без предварительного их глушения, что связано со значительной экономией материальных и трудовых затрат.
Оборудование для предотвращения открытого фонтанирования назы вается комплексом управления скважинными клапанам и-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, располо женных 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, тем пературный предохранитель, распределитель и электроконтактный ма нометр (последний для КУСА-Э).
Скважинное оборудование предназначено для работы в среде нефти, газа, газового конденсата, пластовой воды с температурой не более 393 К при pH среды от 4,2 до 6,8 и содержанием механических примесей до 0,1 г/л. Применительно к многообразию условий работы в скважинах существует восемь схем компоновки основных элементов скважинного оборудования для освоения и эксплуатации скважины, начиная с пе риода фонтанирования. Число и расположение скважинных камер оп ределяется соответствующими расчетами.
Краткая техническая характеристика комплексов приведена в табл. 4.6.2. Скважинное оборудование (см. рис. 4.6.2, 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 по мощи хомутов. После проверки герметичности соединений трубки устье соединяют с фонтанной арматурой. Трубку управления уплотня ют в катушке фонтанной арматуры уплотнительным устройством 7.
Посадку пакера 17 осуществляют гидравлическим способом с ис пользованием срезного клапана 19. При его преждевременном срезе или при посадке пакера без него в ниппель 18 с помощью ц а н г о в о г о инструмента ИЦ из комплекта КИГК устанавливают (или с б р а с ы в а ю т с устья) приемный клапан.
Разъединитель колонны 16 при необходимости, а также при р е м о н т а х позволяет отсоединить от пакера колонну подъемных труб с в ы ш е р а с п о - ложенным скважинным оборудованием без глушения скважины. Для этого в разъединитель колонны при помощи спускного инструмента из комплекта инструментов ИКПГ должна быть установлена глухая п р о б к а .
После посадки пакера и опрессовки скважинного и наземного обо рудования через циркуляционный клапан 10 производится а э р а ц и я жидкости, а затем замещение раствора через циркуляционный к л а п а н 75, который в последующем используют для промывки пробок и глу шения скважины. Перед освоением для защиты поверхностей н и п п е л я S
Характеристика комплексов скважинного оборудования
Основные параметры |
|
КУСА-89-350-136 |
КУСА-89-350-136-Э |
Условный диаметр колонны подъемных труб (ГОСТ 633-80), мм |
|
Рабочее давление, МПа |
|
Наружный диаметр скважинного оборудования (кроме пакера), мм, |
|
не более |
|
Наружный диаметр пакера, мм |
136 |
Диаметр проходного отверстия составных частей скважинного |
|
оборудования, мм, не менее: |
|
клапана-отсекателя |
|
ниппеля клапана-отсекателя |
|
разъединителя колонны РК |
|
циркуляционного клапана КЦМ |
|
циркуляционного клапана КЦГ |
|
телескопического соединения |
|
пакера (без срезного клапана) |
|
скважинной камеры |
|
Глубина установки клапана-отсекателя (от уровня земли или дна |
|
моря), м, нс более |
|
|
|
Марка |
КУСА-89-350-140 |
КУСА-89-350- 140-Э |
КУСА-89-350-145 |
89
35
136
140
35
70
65
72
75
75
76
76
200
установки
CS «А
о
\г.
•
©\
оо
О
>>
145
КУСА-73-500-118
Г)
00
о
о
V.
гА
г^
<
у
>»
73
50
118
118
25
58
52
57
60
58
50
62
200
КУСА-73-500-122 |
КУСА-73-500-122-3 |
122
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 ЛСГ1К-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 скважинной 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 11 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 закрывает ся в следующих случаях:
—при повышении или понижении давления в выкидной линии фон танной арматуры за установленные пределы по сигналу от электроконтактного манометра б (только для комплекса КУСА-Э, см. рис. 4.6.2,6)
ипри срабатывании направляющих распределителей 5;
—при повышении температуры на устье выше 343 К, когда рас плавляется предохранитель 4\
—при нарушении герметичности трубок управления.
Клапан-отсекатель может быть принудительно закрыт со с т а н ц и и управления или дистанционно с пульта диспетчера, связанного со стан цией управления посредством промысловой телемеханики.
Станция управления СУ-350В1 в брызгозащищенном исполнении для автоматического управления работой скважинными клапаиамиотсекателями рассчитана на работу в условиях умеренной климатиче ской зоны (рис. 4.6.3).