Эксплуатация скважинных газлифтных установок

Выбор типа газлифтной установки и оборудования, обеспечивающего наиболее эффективную эксплуатацию скважин, зависит от геолого-физических и технологических условий разработки эксплуатационных объектов, конструкции скважины и заданного режима ее эксплуатации.

Строгой классификации газлифтных установок не существует, и они группируются на основе самых общих конструктивных и технологических особенностей.

В зависимости от количества рядов труб, спускаемых в скважину, их взаимного расположения и направления движения рабочего агента и газожидкостной смеси имеются различные типы и системы:

- однорядный подъемник кольцевой;

- двухрядный подъемник кольцевой;

- полуторарядный лифт обычно кольцевой системы

Преимуществами однорядного лифта являются:

- возможность довольно широкого варьирования размером подъемных труб это обстоятельство позволяет подбирать для скважин размер лифта, соответствующий ее добывным возможностям

Однако однорядные лифты имеют и ряд существенных недостатков, таких как: высокое пусковое давление, ухудшающее условия выноса из скважины песка, если трубы не спущены до фильтра: при работе скважины благодаря большому объему кольцевого пространства имеют место пульсации.

Все эти недостатки однорядного лифта при применении соответствующих мероприятий устранимы. Поэтому они нашли широкое применение в практике добычи нефти.

При двухрядном варианте в скважину спускаются два ряда подъемных труб. Два канала, необходимых для работы газлифтной скважины в реальных условиях, создаются двумя рядами концентрично расположенных труб. Внешний ряд труб большего диаметра (обычно 0,073 - 0,102 м) спускается первым. Внутренний, меньшего диаметра (обычно 0,048, 0,060, 0,073 м), спускается вторым внутрь первого ряда.

Преимуществами двухрядного лифта являются: относительно низкое пусковое давление; благоприятные условия для выноса песка с забоя скважины, существенное уменьшение пульсации работы подъемника.

Но наряду с этими преимуществами двухрядный лифт обладает рядом серьезных недостатков, в том числе:

- нерациональное использование габаритов скважины;

- нельзя широко варьировать диаметрами труб;

- большая металлоемкость по сравнению с однорядным лифтом.

Полуторорядный лифт отличается от двухрядного тем, что внешняя колонна труб в нижней части, меньшего диаметра, а в верхней большего. В верхнюю часть внешней колонны спускают примерно до перехода на меньший диаметр подъемные трубы.

Однако однорядные лифты имеют и ряд существенных недостатков, таких как: высокое пусковое давление, ухудшающее условия выноса из скважины песка, если трубы не спущены до фильтра: при работе скважины благодаря большому объему кольцевого пространства имеют место пульсации.

Все эти недостатки однорядного лифта при применении соответствующих мероприятий устранимы. Поэтому они нашли широкое применение в практике добычи нефти.

При двухрядном варианте в скважину спускаются два ряда подъемных труб. Два канала, необходимых для работы газлифтной скважины в реальных условиях, создаются двумя рядами концентрично расположенных труб. Внешний ряд труб большего диаметра (обычно 0,073 - 0,102 м) спускается первым. Внутренний, меньшего диаметра (обычно 0,048, 0,060, 0,073 м), спускается вторым внутрь первого ряда.

Преимуществами двухрядного лифта являются: относительно низкое пусковое давление; благоприятные условия для выноса песка с забоя скважины, существенное уменьшение пульсации работы подъемника.

Но наряду с этими преимуществами двухрядный лифт обладает рядом серьезных недостатков, в том числе:

- нерациональное использование габаритов скважины;

- нельзя широко варьировать диаметрами труб;

- большая металлоемкость по сравнению с однорядным лифтом.

Полуторорядный лифт отличается от двухрядного тем, что внешняя колонна труб в нижней части, меньшего диаметра, а в верхней большего. В верхнюю часть внешней колонны спускают примерно до перехода на меньший диаметр подъемные трубы.

В условиях эксплуатации «пескопроявляющих» скважин эта конструкция лифта имеет некоторые преимущества перед однорядной, а по сравнению с двухрядной - менее металлоемкая.

По степени связи трубного кольцевого пространства с забоем скважины установки газлифта делятся на: открытые, полузакрытые и закрытые.

Открытая установкапредполагает спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб без пакера, вследствие чего полость труб и затрубное пространство образуют сообщающиеся сосуды.

Эти наиболее дешевые и простые установки применяют в тех случаях, когда установка пакера нежелательна или невозможна.

Основной недостаток открытых установок связан с тем, что забой скважины постоянно связан с полостью труб и затрубным пространством, что вызывает колебания динамического уровня жидкости в затрубном пространстве и в связи с этим уменьшение дебита скважины и пульсирующую работу подъемника.

Полузакрытая установка отличается от открытой наличием пакера, изолирующего затрубное пространство от забоя и полости НКТ, предотвращающего влияние затрубного давления на забойное давление и дебит скважины. Закрытая установка дополнена по сравнений с полузакрытой обратным клапаном, размеренным на башмаке НКТ под пакером.

Таким образом, продуктивный пласт полностью изолирован от давления не только в затрубном пространстве, но и в трубах, что имеет значение, если в процессе запуска скважины с помощью газлифтных клапанов в трубах могут действовать более высокие давления, чем при работе.

Оборудование газлифтных скважин состоит из наземной и подземной частей.

Наземное оборудование газлифтных скважин практически не отличается от оборудования для фонтанных. Арматура, устанавливаемая на устье первых, аналогична фонтанной арматуре и имеет то же назначение герметизации устья, подвеску подъемных труб и возможность осуществления различных операций по переключению направления закачиваемого газа, по промывке скважины и т.д.

Для газлифтных скважин нередко используют фонтанную арматуру, остающуюся после прекращения фонтанирования. Часто применяют специальную упрощенную и более легкую арматуру. При интенсивном отложении парафина арматуру устья дополнительно оборудуют лубрикатором, через который в НКТ на проволоке спускают скребок для механического удаления парафина с внутренних стенок труб.

Кроме того, скважина оборудуется устьевым клапаном-отсекателем для перекрытия скважины при достижении ею производительности заданного предела.

11.

ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕСКВАЖИННЫХ ШТАНГОВЫХ

НАСОСНЫХ УСТАНОВОК

Надежная работа СК достигается за счет правильного подбора оборудования, который зависит от технологического режима эксплуатации скважины, качественного выполнения мон­тажных работ, точного уравновешивания, своевременного прове­дения технического обслуживания и плановых ремонтов. Это особенно важно при внедрении системы автоматизации и дис­танционного контроля работы скважин, когда их обслуживание выполняется один-два раза в сутки. В таких условиях недосмотр или небрежность оператора могут привести к крупной аварии и, следовательно, к длительному простою скважины.

После пуска СК в эксплуатацию через первые несколько дней работы следует осмотреть все резьбовые соединения и подтянуть их. В первые дни эксплуатации требуется систематически кон­тролировать состояние сборки, крепление подшипников, затяжку кривошипных и верхних пальцев на шатуне, уравновешивание, натяжение ремней, отсутствие течи масла в редукторе и т.п., про­верять соответствие мощности и частоты вращения вала элек­тродвигателя установленному режиму работы станка. Электро­двигатель должен быть подключен к сети так, чтобы кривоши­пы вращались по стрелке, указанной на редукторе.

В процессе эксплуатации необходимо регулярно проверять и смазывать узлы СК и редуктора. Места смазки, точки смазки, число этих точек, сорт смазочного материала и рекомендуемые сроки смазки оговорены соответственной нормативно-техничес­кой документацией. Если СК подвергается действию больших переменных нагрузок и эксплуатируется в условиях высоких или низких температур, повышенной влажности или пыльности, то необходимо чаще проверять его.

При пуске в эксплуатацию нового редуктора необходимо че­рез 10-15 дн вылить из него масло и промыть керосином или соляровым маслом с целью удаления частиц металла, образую­щихся при приработке редуктора. Наличие масла в редукторе проверяют через контрольные клапаны или щупом. Для механи­зированной смены масла в редукторе, для смазки подшипнико­вых узлов СК применяют специализированные агрегаты. При осмотре и обследовании СК тщательно проверяют жест­кость крепления пусковой аппаратуры, которую необходимо ус­танавливать строго вертикально, особенно при установке магнит­ных пускателей, имеющих контакторные устройства.

Крепление должно быть прочным, исключающим возможные сдвиги и ша­тания. Во избежание несчастных случаев при смазке, ремонте и проверке состояния СК необходимо его останавливать. При ос­тановке СК редуктор следует затормаживать только после от­ключения электродвигателя от сети в нижнем положении плун­жера скважинного насоса. Перед пуском СК необходимо убрать все лишние предметы, которые могут мешать свободному враще­нию кривошипа.