- •Лекция9.
- •9.2.Схема оборудования фонтанной скважины
- •9.3. Подземное оборудование
- •Конструкция
- •Техническая характеристика резьбы нкт
- •Механические свойства стали нкт
- •Пакеры, якоря
- •Клапаны-отсекатели
- •Станция управления клапанами-отсекателями
- •Пусковой клапан
- •Толкатель
- •9.4.Наземное оборудование
- •Конструкция основных элементов арматуры
- •Запорные устройства
- •Колонные головки
- •Оборудование для борьбы с отложениями парафина
- •Тепловые методы борьбы с отложениями парафина
- •Удаление парафина растворителями
- •Применение специальных покрытий лифтовых труб и манифольдов
- •9.5. Типовые расчеты оборудования для фонтанной
- •Совершенствование оборудования.
- •Нкт из алюминиевых сплавов
- •Футерованные нкт
- •Зарубежные конструкции нкт
- •Гибкие нкт
- •Совершенствование оборудования
- •Опыт эксплуатации оборудования
- •Лекция 10.
- •10.1. Применение газлифтной эксплуатации
- •10.2. Конструкция газлифтных подъемников
- •10.3. Расчет пускового давления
- •10.4. Размещение газлифтных клапанов
- •10.5. Установление режима работы газлифтных скважин
- •10.6. Исследование газлифтных скважин
- •Лекция 11.
- •11.2. Вариант оборудования газлифтной скважины
- •11.3. Подземное оборудование газлифтной скважины
- •11.4. Наземное оборудование
- •11.5. Вспомогательное оборудование скважины
- •Лебедка
- •Дубликатор
- •Замок для проволоки
- •Грузовая штанга
- •Шарнирное соединение
- •Отклонитель рычажный
- •11.6. Некоторые разновидности газлифтной эксплуатации и пути ее совершенствования
- •Плунжерный лифт
- •Бескомпрессорный лифт
- •Лекция 12.
- •12.1.Привод
- •12.2. Конструкции скважинных штанговых насосов
- •12.3. Глубинно-насосные штанги
- •12.4. Совершенствование привода штанговых насосов
- •12.4.1. Безбалансированный механический привод
- •Гидравлический привод шгн
- •12.4.2. Станки-качалки с пневматическим
Отклонитель рычажный
Рычажный отклонительпредназначен для установки различных устройств – циркуляционных и газлифтных клапанов в карман скважинной камеры(рис.11.19)
Эта операция выполняется за счет изменения направления движения устройства по направлению кармана.
11.6. Некоторые разновидности газлифтной эксплуатации и пути ее совершенствования
Малодебитные скважины эксплуатировать периодически, что обеспечит более экономичную их работу. Для этих целей разработаны специальные технологии и создано соответствующее оборудование.
Плунжерный лифт
В компрессорные трубы помещают плунжер специальной конструкции. В затрубное пространство подают сжатый газ. Плунжер имеет клапан, который при движении вниз открывается, а при движении вверх – закрывается.
Плунжер уменьшает утечки газа и повышает КПД системы. Подача газа в скважину изменяется автоматическим клапаном, установленным на устье. После прекращения подачи газа в скважине происходит накопление нефти. После достижения определенного уровня открывается клапан, и газлифт включается в работу. Однако при этом в период подачи газа давление в затрубном пространстве возрастает и часть нефти снова уходит в пласт.
Для того,чтобы давление нагнетаемого газа не влияло на забойное давление рекомендуется применять камеру замещения(рис.11.20.). При нагнетании газа в межтрубное пространство клапан закрывается, поэтому во время работы лифта рабочее давление Рр не предается на забой и не мешает притоку нефти из пласта в скважину.
Бескомпрессорный лифт
При наличии на промысле фонтанных скважин высокого давления с большим газовым фактором или газовых скважин энергия газа, улавливаемого в трапах, может быть использована также энергия газа чисто газовых скважин. Это, так называемый, бескомпрессорный газлифт.(рис.11.21.)
Газлифтная добыча нефти получила применение в Западной Сибири на Правдинском месторождении. Готовятся к эксплуатации газлифтом Самотолорское и Федоровское месторождения.
Коэффициент полезного действия, которым оценивается эффективность любого процесса, для различных разновидностей газлифта составляет: компрессорный - 0,14, бескомпрессорный – 0,32, внутрискважинный – 0,35.
КПД составляющих системы компрессорного газлифта равны: газовый двигатель –0,43, поршневой компрессор-0,85, газопровод - 0,98, газораспределительная батарея-0,94, газлифтная скважина – 0,41 КПД газлифтных скважин зависит от дебита жидкости и глубины ввода газа и составляет для производительности 101-140 м3/сут и глубины ввода газа 2000…2200м 0,40.
Основные направления увеличения КПД: уменьшение потерь давления на трение, увеличение глубины ввода рабочего агента, уменьшение относительной скорости газа.
Пути повышения эффективности лифтирования предполагают применение следующих методов:
а) растворение в жидкости газовой фазы;
б) введение в жидкость сниженного газа, который по мере снижения давления будет выделяться из жидкости в виде мелких пузырьков;
в) добавка в лифт ПАВ, которые ускоряют процесс выделения газа, предотвращают слияние пузырьков, уменьшают их скорость всплытия;
г) дробление газовой фазы в диспергаторах и других устройствах.
Снижение потерь на трение может обеспечить подогрев жидкости (снижение вязкости), добавление ПАВ ( создании эмульсии «нефть в воде») , добавка полимеров ( образует тонкую пленку на поверхности трубы). Эффективность диспергирования видна из графиков, приведенных на рис.11.22.