ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ Томск 2010 Выполнил: к.т.н, доцент каф. ГРНМ Санду С.Ф. ГРНМ Санду С.Ф.

Фонтанирование скважин обычно происходит на вновь открытых месторождениях нефти, когда запас пластовой энергии велик. Общее обязательное условие для работы любой фонтанирующей скважины Забойное давление должно быть достаточно большим, чтобы преодолеть гидростатическое давление столба жидкости в скважине (рассчитанное по вертикали); трение, связанное с движением этой жидкости в подъёмнике; противодавление на устье скважины. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН

Противодавление на устье скважины p у определяется ее удаленностью от групповой замерной установки, давлением в этой установке или размером штуцера (местного сопротивления), обычно устанавливаемого на выкидной линии фонтанирующей скважины для регулирования ее дебита. При широко распространенных в настоящее время однотрубных, герметизированных системах нефтегазосбора давления на устье p у бывает большим, достигая нескольких МПа. Скорость жидкости С ж в НКТ (диаметром d и сечением f ) определяется обычно через ее расход и плотность: Величины коэффициента сопротивления λ определяются через число Re по соответствующим графикам или аппроксимирующим формулам. Потери давления на трение p тр определяются по формулам трубной гидравлики:

АРТЕЗИАНСКОЕ ФОНТАНИРОВАНИЕ Фонтанирование жидкости, не содержащей пузырьков газа. Этот способ возможен при: полном отсутствии растворенного газа в нефти и при забойном давлении, значительно превышающем гидростатическое давление столба негазированной жидкости в скважине; при наличии растворенного газа в жидкости, который не выделяется благодаря давлению на устье, превышающему давление насыщения, и при давлении на забое, превышающем сумму двух давлений (гидростатического столба негазированной жидкости и давления на устье скважины). ФОНТАНИРОВАНИЕ ЗА СЧЕТ ЭНЕРГИИ ГАЗА Фонтанирование жидкости, содержащей пузырьки газа. При фонтанировании за счет энергии газа плотность столба ГЖС в фонтанных трубах мала, поэтому гидростатическое давление столба такой смеси будет меньше. Фонтанирование скважины может происходить при давлении на забое выше давления насыщения (газ будет выделяться на некоторой высоте в НКТ) или ниже давления насыщения (на забой скважины вместе с нефтью поступает свободный газ). При добыче газа фонтанный способ является основным.

Подвеску фонтанных труб и герметизацию устья скважины (трубная головка); Регулирование режима эксплуатации фонтанной скважины (штуцеры); Возможность замера давления в затрубном пространстве и на выкиде (манометры); Возможность спуска в скважину различных скважинных измерительных приборов под давлением, не останавливая работу фонтанной скважины (буферная задвижка). Это скважина, в которой нефть изливается на поверхность за счет естественной энергии нефтяного пласта Буферная задвижка Тройник Колонная головка Трубная головка Центральная задвижка Трубная обвязка Фонтанная елка НКТ На устье каждой скважины устанавливается фонтанная арматура (трубная головка и фонтанная ёлка), которая обеспечивает: ФОНТАННАЯ СКВАЖИНА Подъем нефти осуществляется по НКТ, опускаемым до кровли продуктивного пласта

Условный диаметр трубы, мм Толщина стенки, мм 33,5 4,05,0 6,5 7,0 8,06,57,0 Отечественная промышленность выпускает НКТ: 60, 73, 89, 114 мм При всех способах эксплуатации скважин подъем жидкости и газа на поверхность происходит обычно по НКТ, которые применительно к способам эксплуатации еще называют фонтанными, компрессорными, насосными, подъемными или лифтовыми. Ограничением при выборе диаметра проходных отверстий скважинного трубопровода служит скорость потока рабочей среды. Для нефтяных скважин она не должна превышать 10 м/с, а для газовых – 24 м/с. Это связано с резко увеличивающимся эрозионным износом трубопровода и устьевого оборудования. Насосно-компрессорные трубы (НКТ) Основные размеры НКТ, предусмотренные существующим стандартами:

с конической резьбой треугольного профиля; с конической резьбой трапециидального профиля; с конической резьбой треугольного профиля, с повышенной пластичностью и хладостойкостью; с конической резьбой треугольного профиля с узлом уплотнения из полимерного материала НКТ гладкие с резьбой треугольного профиля с узлом уплотнения из полимерного материала отличаются высокой герметичностью и меньшим коррозионным износом резьбы. Производятся НКТ (муфтовые гладкие) ГОСТ :

Слабое звено гладких НКТ – резьбовое соединение. Нарезка резьбы уменьшает прочность труб. Исходной величиной для расчета и подбора труб является сопротивление их растягивающим нагрузкам. Усилия, при которых напряжения в нарезанной части трубы достигают предела текучести – страгивающая нагрузка Усл. диаметр, мм Толщина стенки, мм Группа прочности стали ДКЕЛ Предел текучести, кгс/мм Страгивающая нагрузка для резьбового соединения, тс 484,011,8715,617,520,3 605,020,8727,430,1535,6 735,529,4038,742,650,5 896,544,6058,564,576, ,7545,9060,866,478,5 1147,056,7075,282,297,2 Предельно допустимая длина подвески для одноразмерной колонны Q стр – страгивающая нагрузка; K – коэффициент запаса прочности (1,3÷1,5); q т – вес 1 м труб Допустимое внутреннее давление для труб δ – толщина стенки трубы; σ т – предел текучести; d н – наружный диаметр трубы; K – коэффициент запаса прочности

Фонтанная арматура Фонтанная арматура (тройниковые схемы) 1.Фонтанная елка (устанавливается на трубную головку и предназначена для контроля и регулирования потока скважинной среды в скважинном трубопроводе и направления его в промысловый трубопровод); 2.Трубная головка; 3.Запорные устройства; 4.Тройник; 5.Штуцер; 6.Буфер с трехходовым краном и манометром. Тройниковая схема с двухструнной елкой применяется для скважин, в продукции которых содержатся мех. примеси.

Фонтанная арматура Фонтанная арматура (крестовые схемы) Двухструнная (тройниковая и крестовая) конструкция елки целесообразна когда нежелательны остановки скважины при смене штуцера или запорного устройства, причем рабочей является верхняя или любая боковая струна, а первое от ствола запорное устройство - запасным. Сверху елка заканчивается колпаком (буфером) с трехходовым краном и манометром. 1.Фонтанная елка; 2.Трубная головка; 3.Запорные устройства; 4.Крестовина; 5.Штуцер; 6.Буфер с трехходовым краном и манометром

Схема обвязки крестовой фонтанной арматуры Манифольд предназначен для обвязки фонтанной арматуры с выкидной линией (шлейфом), подающей продукцию на групповую замерную установку.

Типичная конструкция фонтанной крестовой арматуры для однорядного подъемника 1.Манометры; 2.Трехходовой кран; 3.Буфер; 4.Задвижки; 5.Крестовик ёлки; 6.Переводная катушка; 7.Переводная втулка; 8.Крестовик трубной головки; 10.Штуцеры; 11. фланец колонны.

1.Вентиль; 2.Задвижка; 3.Крестовина; 4.Катушка для подвески НКТ; 5.Штуцер; 6.Крестовина ёлки; 7.Буфер; 8.Патрубок для подвески НКТ; 9.Катушка. Фонтанная крестовая арматура 4АФК высокого давления (70МПа) для однорядного подъемника

1.Тройник; 2.Патрубок для подвески второго ряда НКТ; 3.Патрубок для подвески первого ряда НКТ Фонтанная тройниковая арматура кранового типа для подвески 2-х рядов НКТ 2АФТ-60x40xКРЛ-125

Условный проход, мм - елки и трубной головки 65 - верхнего фланца трубной обвязки нижнего фланца трубной обвязки 280 Подвеска колонны НКТ На резьбе переводника Диаметр НКТ, мм73, 89 Нагрузка на переводник от веса колонны НКТ, кН (тс), не более: 450 (45) Запорные устройства Задвижки шиберные с уплотнением "металл- металл" Регулирующие устройства Регулирующий дроссель Проводимая среда Нефть, газ, вода, газоконденсат Габаритные размеры, мм 1653 х 710 х 1620 Масса, кг767 Арматура фонтанная АФК 1-65х21 Конструкция фонтанной арматуры позволяет использовать электроцентробежные и штанговые насосы, производить спуск приборов для исследования скважин, восстанавливать нарушенную герметичность межколонного кольцевого пространства.

Устройства для регулирования работы фонтанной скважины Устройства для регулирования работы фонтанной скважины (штуцеры) Режим работы фонтанных скважин можно изменять: Созданием противодавления на выкиде фонтанной ёлки установкой устьевых штуцеров Созданием местного сопротивления у башмака НКТ путем применения глубинных штуцеров (распространены в зарубежной практике) Подбором диаметра и длины колонны НКТ Отверстия в штуцере выбираются в зависимости от заданного режима работы скважины

Устьевой штуцер со сменной втулкой 1.Катушка; 2.Металлическая прокладка; 3.Стальной корпус; 4.Втулка; 5.Патрубок. Используется на скважинах, в продукции которых содержится песок. При смене втулок переводят фонтанную струю с рабочей линии на запасную открыванием и закрыванием соответствующих задвижек.

1.Корпус; 2.Тарельчатая пружина; 3.Боковое седло; 4.Обойма; 5.Крышка; 6.Нажимная гайка; 7.Прокладка; 8.Гайка боковая; 9.Штуцерная металлокерамическая втулка. Устьевой штуцер ЩБА быстросменный для фонтанной арматуры высокого давления

Регулируемый устьевой штуцер 1.Сменная насадка; 2.Игла-наконечник; 3.Корпус; 4.Шток; 5.Стойка; 6.Маховик. Применяются только в скважинах с малым содержанием песка в фонтанной продукции. В таком штуцере фонтанная струя меняет своё направление на 90°. Для изменения проходного сечения применяется игла-наконечник. Предназначен для ступенчатого и бесступенчатого регулирования режима работы скважины. Ступенчатое регулирование осуществляется с помощью устанавливаемых в гильзу насадок разного диаметра.

Запорные устройства фонтанной арматуры Для перекрытия проходных отверстий в фонтанной арматуре, устьевом оборудовании и трубопроводах применяются запорные устройства нескольких типов: Пробковые краны Шаровые краны Прямоточные задвижки

Пробковый кран со смазкой типа КППС - 65х14 1.Корпус; 2.Рукоятка; 3.Толкатель; 4.Грундбукса (11); 5.Шпиндель; 6. Втулка; 7.Кулачковая муфта; 8.Коническая пробка; 9.Крышка; 10.Манжеты; 12.Регулировочный винт. Регулировочный винт, позволяет регулировать рабочий зазор между уплотнительными поверхностями корпуса и пробки. Уплотнение регулировочного винта осуществляется манжетами, с помощью грундбуксы. Краны наполняются смазкой «Арматол-238» через циклов работы.

Управление пробковым краном осуществляется путем поворота пробки рукояткой до упора в выступ горловины корпуса С целью повышения коррозийной стойкости пробка подвергается сульфатации

1.Крышка; 2.Разрядная пробка; 3.Крышка подшипников; 4.Регулирующая гайка; 5.Шпиндель; 6.Верхний кожух; 7.Маховик; 8.Упорный шарикоподшипник; 9.Ходовая гафка; 10.Узел сальника; 11.Прокладка; 12.Шибер; 13.Корпус; 14.Выходное седло; 15.Шток; 16.Нагнетательный клапан; 17.Нижний кожух; 18.Входное седло. Задвижка типов ЗМС и ЗМС-1 с ручным приводом

Задвижки с пневматическим приводом Состоят из тех же узлов и деталей, что и задвижки с ручным приводом, только имеют пневматическую систему управления Управление осуществляется как принудительно, так и автоматически при срабатывании пневмопилота.

Шаровые краны Применяются в качестве запорных устройств на технологических трубопроводах с давлением до 4-х МПа Проходной – для перекрытия потока рабочей среды Трехходовой – для распределения потока (подачи потока жидкости и газа в различных направлениях)

Лубрикатор состоит из корпуса 1, устанавливаемого на фланец буферной задвижки 2 арматуры устья скважины. Размеры корпуса должны позволять размещение в нем спускаемого прибора 3. Лубрикатор имеет спускной краник 7 и уравнительный отвод 8. Лубрикатор устанавливают при закрытой задвижке 2 без нарушения режима работы фонтанной скважины, нефть из которой поступает непрерывно в боковой отвод 9. Перед спуском прибора в скважину отворачивается сальниковая крышка 4, через которую продергивается кабель или проволока. Измерительные приборы спускают в скважины на проволоке без остановки скважин. Поскольку на устьях всегда имеется давление, то измерительные приборы в действующую скважину вводят через лубрикатор. Устройства для спуска измерительных приборов в скважину

Открытое нерегулируемое фонтанирование в результате нарушений герметичности устьевой арматуры. Для предупреждения нерегулируемого фонтанирования арматура всегда опрессовывается на двукратное испытательное давление. В последнее время были разработаны и нашли применение различные отсекатели, спускаемые в скважину на некоторую глубину или даже под башмак колонны фонтанных труб. Пульсация при фонтанировании, могущая привести к преждевременной остановке скважины. Образование асфальто-смолистых и парафиновых отложений на внутренних стенках НКТ и в выкидных линиях. Образование песчаных пробок на забое и в самих НКТ при эксплуатации неустойчивых пластов, склонных к пескопроявлению. Отложения солей на забое скважины и внутри НКТ. Осложнения в работе фонтанных скважин и их предупреждение (наиболее типичные и наиболее опасные по своим последствиям осложнения)

Оборудование для предупреждения открытого нерегулируемого фонтанирования Основные элементы комплексов: пакер; скважинный клапан-отсекатель, устанавливаемый внутрь НКТ на глубине до 200 м; наземная станция управления. Для предупреждения открытых фонтанов при эксплуатации фонтанных скважин применяются комплексы типа КУСА и КУСА Э. Управление клапаном-отсекателем может быть пневматическим (тип КУСА) или электрогидравлическим (типа КУСА-Э). Комплексы могут обслуживать от одной до восьми скважин в случае разгерметизации устья, при отклонении от заданных параметров (давления, дебита) работы скважин.

После прекращения фонтанирования из-за нехватки пластовой энергии переходят на механизированные способы эксплуатации скважин, при которых вводят дополнительную энергию извне (с поверхности). Механическая энергия насосов Энергия сжатого газа Глубинно-насосные способы эксплуатации скважин Газлифтный способ эксплуатации скважин

Газ Смесь Способ подъема жидкости из скважин за счет энергии газа, находящегося под избыточным давлением и подводимого к башмаку фонтанных труб.за счет В результате образуется ГЖС такой плотности, при которой имеющегося давления на забое скважины достаточно для подъема жидкости на поверхность. Компрессорный газлифт (сжатый компрессором попутный газ или воздух - эрлифт); Бескомпрессорный газлифт (природный газ под естественным давлением при наличии вблизи газовых месторождений или скважин с достаточными запасами и необходимым давлением); Внутрискважинный бескомпрессорный газлифт (газ из продуктивного пласта, вскрытого той же скважиной). Схема подачи и вид источника рабочего агента Непрерывный газлифт (реализуется тогда, когда продуктивность скважины достаточно высока); Периодический газлифт (реализуется в случае низкой продуктивности скважины по схеме с перепускным клапаном или по схеме с камерой накопления). Схема действия ОБОРУДОВАНИЕ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН

В момент пуска газлифтной скважины, т. е. когда уровень жидкости в межтрубном пространстве будет оттеснен до башмака, давление газа, действующее на этот уровень (пусковое давление), будет уравновешиваться гидростатическим давлением столба жидкости в подъемных трубах.пусковое давление Пусковое давление всегда больше рабочего. Это осложняет промысловое обустройство и технику эксплуатации газлифтных скважин, так как для их пуска необходимо иметь источник газа высокого давления в виде специального компрессора и газовой линии, рассчитанной на пусковое давление. После прорыва газа через башмак подъемных труб и выноса части жидкости, скважина переходит на установившийся режим работы с соответствующим отбору динамическим уровнем, и с соответствующим этому уровню рабочим давлением. Пуск газлифтной скважины

Положение уровней жидкости при пуске газлифтной скважины

НАЗЕМНОЕ Источник рабочего агента (система газоснабжения); Систему трубопроводов; Газораспределительные батареи с устройствами регулирования расхода; Фонтанная арматура. Комплекс газлифтного оборудования включает: СКВАЖИННОЕ Насосно-компрессорные трубы (НКТ); Пакеры (могут устанавливаться у нижнего конца НКТ для предотвращения ухода жидкости в пласт при пуске скважины и для уменьшения пульсаций); Пусковые и рабочие клапаны (служат для подачи газа в поток жидкости).

Источником газа высокого давления могут быть как компрессорные станции, так и скважины чисто газовых месторождений. Системы газоснабжения Природный газ газовых месторождений нуждается в предварительной подготовке: Установки для низкотемпературной сепарации газа Абсорбционные установки для отделения тяжелых бензиновых фракций, осушки газа от влаги, очистки от сероводорода, механических примесей Подогрев газа в беспламенных газовых печах перед подачей его в скважины. Отработанный газ после интенсивного перемешивания с нефтью в подъемных трубах насыщается тяжелыми газообразными углеводородами и для повторного использования также требует предварительной подготовки. Технически правильно организованная система газоснабжения обязательно должна предусматривать замкнутый технологический цикл. Сбор отработанного газа и подача его вновь на прием компрессоров, снабжающих газлифтные скважины газом высокого давления.

1.Пакер; 2.Газлифтные клапаны; 3.Скважинные камеры; 4.Установка для скважинных работ; 5.Оборудование устья скважины; 6.Разъединитель; 7.Абсорбер; 8.Пылеуловитель; 9.Блок Насосов; 10.Блок регенерации; 11.Аппарат воздушного охлаждения; 12.Блок замера; 13.Фильтр сепаратора; 14.Промежуточный сепаратор; 15.Концевой сепаратор; 16.Аппарат воздушного охлаждения; 17.Емкость конденсата. Газлифтная установка ЛН в комплекте

1.Фонтанная арматура; 2.Скважинная камера; 3.Колонна НКТ 4.Газлифтный клапан; 5.Пакер; 6.Приемный клапан. Рабочая среда - нефть, газ, пластовая вода с содержанием СО 2 до 1% и механических примесей до 0,1 г/л. Оборудование предусматривает возможность перевода скважин с фонтанного способа эксплуатации на газлифтный без подъема скважинного оборудования. Предназначено для добычи жидкости газлифтным способом из условно-вертикальных и наклонно- направленных скважин. Наиболее широко применяются газлифтные установки ЛН, рассчитанные на рабочее давление 21 и 35 МПа, максимальную глубину спуска скважинного оборудования м, температуру скважинной среды до 120 С Устьевое и скважинное оборудование

Скважинные уплотнители (пакеры) Предназначены для разобщения частей ствола скважины по вертикали и герметизации нарушенных участков обсадной колонны механические «М» (а, б); гидравлические «Г» (в, г); гидромеханические «ГМ». Механический пакер расширяется при воздействии осевой нагрузки (масса НКТ). Оболочка гидравлического пакера расширяется при подаче в нее жидкости. По способу посадки пакеры подразделяют на: ПВ – воспринимающий усилие от перепада давления, направленного вверх; ПН – воспринимающий усилие от перепада давления, направленного вниз; ПД – воспринимающий усилие от перепада давления, направленного как вниз, так и вверх. Пакеры выпускаются следующих типов:

Подача газа из второго пласта той же скважины и регулирование его расхода осуществляется съемными дросселями, в которых предусмотрена установка сменных насадок. При установке дросселей, золотники 5 перемещаются вниз и открывают доступ газу через дроссели. При извлечении дросселя золотники закрывают перепускное отверстие. Установка внутрискважинного газлифта УВЛ 1.Циркуляционный клапан; 2.Пакер; 3.Забойное устройство; 4.Съемный дроссель; 5.Золотник забойного устройства; 6.Телескопическое устройство; 7.Пакер

Конструкции газлифтных подъемников Определяются в зависимости: От направления движения сжатого газа Кольцевые и центральные От схемы действия Непрерывная или периодическая эксплуатация периодическая От числа рядов НКТ, спускаемых в скважину Одно- и двухрядные

1.Сжатый газ нагнетается в кольцевое пространство между обсадной колонной НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по НКТ 2.Газ нагнетается по насосно-компрессорным трубам, а газожидкостная смесь поднимается по кольцевому пространству. Подъемники для непрерывной эксплуатации скважин В скважину спускают один ряд НКТ Однорядный подъемник кольцевой системы Однорядный подъемник центральной системы

1.Сжатый газ направляется в кольцевое пространство между двумя колоннами НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по внутренним НКТ. 2.Сжатый газ подается по внутренним НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по кольцевому пространству между двумя рядами НКТ. В скважину спускают два ряда НКТ, причем наружный ряд обычно спускают до фильтра скважины Двухрядный кольцевой системы. Двухрядный центральной системы

Преимущество двухрядного подъемника – его работа происходит более плавно и с более интенсивным выносом песка из скважины. Недостаток двухрядного подъемника – необходимость спуска двух рядов труб, что увеличивает металлоемкость процесса добычи. Полуторарядный подъемник имеет преимущества двухрядного при меньшей его стоимости.

Однорядный подъемник с пакером и перепускным клапаном. Предназначен для периодической эксплуатации скважин, работающих без осложнений. Цикл работы. 1)Перепускной клапан 5 закрыт, давление под обратным клапаном 7 со стороны скважины больше, чем давление со стороны подъемника и клапан 7 открывается. Продукция поступает в подъемник, уровень жидкости в нем растет. 2)Растет и давление на сильфон перепускного клапана 5, который срабатывает от давления в подъемнике. При достижении заданного перепада давлений между давлением газа в затрубном пространстве и давлением жидкости в подъемнике, клапан 5 открывается, газ поступает в подъемник, обратный клапан 7 закрывается, происходит газирование жидкости и выброс ГС на поверхность. 3) Перепад давлений на сильфон снижается и перепускной клапан 5 закрывается. Под действием давления у башмака подъемника обратный клапан открывается. Газ ГЖС Подъемники для периодической эксплуатации скважин

Цикл работы. 1)Когда в межтрубном пространстве (между колоннами 2 и 3) нет давления и в подъемнике нет давления закачиваемого газа, обратный клапан 7 открывается и жидкость из скважины поступает в камеру накопления и поднимается в подъемник в межтрубное пространство. После подъема уровня жидкости на расчетную величину расположенный на устье автомат подачи газа включается и сжатый газ подается в межтрубное пространство. 2)Обратный клапан 7 закрывается, отсекая от скважины накопившийся объем жидкости и оттесняя ее уровень через клапан 9 до башмака подъемника 2. Происходит газирование жидкости и выброс ГЖС на поверхность. 3) Давление газа в межтрубном пространстве падает и автомат перекрывает подачу. Обратный клапан 9 закрывается. Открывается обратный клапан 7. Двухрядный подъемник с камерой накопления. Предназначен для периодической эксплуатации малодебитных скважин, работающих с осложнениями.

Однорядный подъемник с пакером, перепускным клапаном и камерой накопления. Предназначен для периодической эксплуатации малодебитных скважин. Многообразие схем газлифтных подъемников позволяет эффективно эксплуатировать скважины с различными дебитами и различными условиями эксплуатации Представляет собой комбинацию подъемников с перепускным клапаном и с камерой накопления.

Плунжерный лифт Предназначен для периодической эксплуатации малодебитных скважин. Плунжер, выполненный в виде длинного цилиндрического тела 2, имеет жесткое раздвижное или эластичное уплотнение и осевой канал, перекрываемый клапаном. При спуске плунжера в лифтовой колонне клапан его открыт, а уплотнение сложено для уменьшения сопротивления. После удара его о нижний амортизатор 3 клапан закрывается, уплотняющие элементы и плунжер вместе с находящимся над ним столбом жидкости под давлением поступающего газа поднимается к устью скважины. При входе в лубрикатор 1 плунжер ударяется о размещенный в нем верхний амортизатор, клапан открывается, а плунжер удерживается до окончания фазы выброса продукции скважины.

Глубинные газлифтные клапаны Предназначены для установления или прекращения взаимосвязи подъемника с различными межтрубными пространствами. Пусковые клапаны обеспечивают последовательное газирование жидкости в скважине при пуске, после чего закрываются. Рабочие клапаны регулируют поступление рабочего агента в продукцию и предназначены для уменьшения пульсаций и поддержания заданной добычи жидкости. Классифицируются: По назначению Пусковые Рабочие Концевые По конструкции Пружинные Сильфонные Комб. По характеру работы Нормально открытые Нормально закрытые По давлению срабатывания От давления в затрубном пространстве От давления в подъемнике

Пружинный клапан. Нормально открытый, срабатывающий от давления в затрубном пространстве. 1.Нижнее седло клапана; 2.Нижний клапан; 3.Шток; 4.Регулировочная гайка; 6.Пружина; 7.Упор пружины; 8.Отверстие в корпусе; 9.Верхний клапан; 10.Нижнее седло клапана; 11.Корпус; 12.Стенка НКТ. В рабочем (открытом) положении нижний клапан закрыт, верхний клапан открыт. Газ под давлением из затрубного пространства P К через отверстие 8 поступает в НКТ и газирует продукцию скважины. Через определенный промежуток времени давление в подъемнике и внутри корпуса 11 снижается.

Сильфонные клапаны Нормально открытые, срабатывающие от давления в затрубном пространстве или от давления в трубах Основным элементом является сильфонная камера 4, заполненная азотом до давления P С. На штоке 3, соединенном с сильфонной камерой, имеется клапан 2. Через отверстия 8 и открытый клапан 2 газ из затрубного пространства поступает при давлении P К.

Комбинированный клапан Нормально открытый, срабатывающий от давления в подъемнике. Является синтезом пружинных и сильфонных клапанов Газлифтные клапаны являются дорогостоящими сложными системами, требующими высококачественных материалов и высокоточной технологии их изготовления.

1.Ниппель для зарядки сильфоонной камеры азотом; 2.Сильфонная камера; 3.Сильфон; 4.Центрирующий шток; 5.Шток клапана; 6.Клапан; 7.Штуцерное отверстие для поступления газа в НКТ; 8.(9). Каналы, по которым газ поступает в НКТ. Газлифтный клапан для наружного крепления, управляемый давлением в НКТ

Скважинные камеры КТ-1 для размещения пусковых и газлифтных клапанов (мандрели) В период фонтанирования скважины в карман скважинных камер устанавливаются пробки. При переводе скважины на газлифтный способ эксплуатации пробки заменяются газлифтными клапанами. После спуска скважинного оборудования, монтажа фонтанной арматуры и посадки пакера, а также замены глухих пробок на газлифтные клапаны в затрубное пространство скважины через отвод трубной головки нагнетается газ.

Устьевой лубрикатор Предназначен для установки подъема газлифтных клапанов из мандрелей с помощью гидравлической лебедки и посадочного (съемного) инструмента (экстрактора). Представляет собой конструкцию, устанавливаемую на фланец буферной задвижки 1 и состоит из превентора 2 с ручным приводом 3, собственно лубрикатора 4, сальникового устройства 5, направляющего ролика 6, проволоки (каната) и датчика натяжения проволоки.

Использование всех преимуществ энергии газа в коллекторе (эксплуатация скважин с большим газовым фактором); Возможность добычи больших объемов нефти; Эксплуатация в осложненных условиях (высокое газосодержание или температура жидкости, наличие мех.примесей (песка), отложения парафина и солей); Эксплуатация в скважинах с высокой кривизной (кустовые и наклонно направленные скважины); Гибкость и сравнительная простота регулирования режима работы скважин по дебиту. Простота обслуживания и ремонта газлифтных скважин и большой межремонтный период работы. Необходимость наличия источника газа высокого давления (большие начальные капитальные вложения в строительство компрессорных станций); Проблемы с застыванием и гидратами; Возможность образования стойких эмульсий в процессе подъема продукции скважин. Сложность полного извлечения флюида из малопродуктивных скважин и скважин с низким забойным давлением; ГАЗЛИФТ ПРЕИМУЩЕСТВАНЕДОСТАТКИ