ОБОРУДОВАНИЕ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН

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

Наиболее часто в качестве устьевого оборудования используют фонтанную арматуру, в которой для подвески второго ряда труб устанавливают вторую катушку. В редких случаях 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 на проволоке в скважину опускают 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 зат-

30

 

рудняет регулирование подачи рабочего агента и способствует образованию песчаных пробок и отложению парафина. Вместе стем однорядный лифт требует ис­пользования меньшего количест­ва насосно-компрессорных труб. Для равномерного поступления рабочего агента в полость подъ­емных труб используют рабочие клапаны.

При однорядном подъемнике
(рис. II.3) рабочий агент подают
в затрубное пространство сква­жины. При использовании пуско­вых клапанов пластовая жид­кость вытесняется в подъемные трубы до тех пор, пока давление не достигнет величины, соответ­ствующей регулировке верхнего клапана, после чего он открыва­ется и пропускает газ во внутрен­нюю полость колонны подъемных труб. По мере его подъема верх­няя часть столба жидкости гази­руется и начинает двигаться вверх — часть ее вытекает из ко­лонны подъемных труб. В резуль­тате давление в 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 процесс газирования нижерасположенного объема пластовой жидкости,

Рис. П.З. Схема газлифтной установ­ки: 1 — устьевое оборудование (фонтанная арматура); 2— скважинная камера; 3 — газлифтный клапан; 4 — пакер; 5 — при­емный клапан

находяще­гося во внутренней полости колоны подъемных труб.

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 по длине колонны на расчетных глубинах. Спускаемый в карман скважинной камеры клапан в рабочем положении уплот­няется специальными кольцами и фиксируется пружинной защел­кой. Скважинную камеру изготавливают таким образом, чтобы проходное сечение колонны и соосность труб полностью сохраня­лись. Это позволяет извлекать и устанавливать клапаны в любой последовательности независимо друг от друга.

Клапаны устанавливают или извлекают инструментом, спуска­емым в скважину с помощью лебедки на канате или проволоке.

К характерным особенностям работы газлифтных  установок с точки зрения проведения подземных ремонтов следует отнести сле­дующее: отложения парафина в компрессорных скважинах по срав­нению с фонтанными при одинаковом составе нефти значительнее, что объясняется более интенсивным охлаждением нефти в процес­се ее подъема по колонне труб. Признаком запарафинивания труб является постепенное повышение давления рабочего агента при од­новременном уменьшении дебита. Парафин из подъемных труб удаляют теми же методами, что и при фонтанной эксплуатации, поскольку арматура устья в обоих случаях идентична, внутренняя полость подъемных труб свободна от какого-либо оборудования. Аналогичные признаки характерны и при отложении солей на стенках насосно-компрессорных труб. Интенсивность их отложения зависит от содержания воды в пластовой жидкости, ее химическо­го состава, наличия углекислого газа. Для уменьшения интенсив­ности отложения солей в струю рабочего агента, направляемого в скважину, вводят специальные химические реагенты.

При газлифтной эксплуатации, когда в качестве рабочего аген­та применяют воздух, а продукция скважин содержит большое количество воды и сероводорода, происходит интенсивная корро­зия колонны подъемных труб и деталей устьевой арматуры, соп­рикасающихся с пластовой жидкостью. Коррозия может быть на­столько интенсивной, что через месяц в насосно-компрессорных трубах образуются сквозные свищи, что приводит к необходимо­сти замены колонны. В кольцевом пространстве двухрядного подъ­емника из продуктов коррозии труб могут образовываться проб­ки, перекрывающие поперечное сечение и вызывающие прихваты внутреннего ряда труб.

Для предупреждения подобных явлений к наиболее эффектив­ным профилактическим средствам относятся использование в ка­честве рабочего агента нефтяного газа, а также насосно-компрес­сорных труб с внутренним покрытием. Положительный эффект достигается также при подаче в поток рабочего агента различ­ных ингибиторов коррозии.

⇐ Предыдущая12345678910Следующая ⇒

Поделиться: