Схема оборудования газлифтных скважин при непрерывном компрессорным газлифте (нкг) на месторождении жанажол

В соответствии с «Комплексным обустройством III очереди месторождения Жанажол» институтом «Гипровостокнефть» предусмотрено оборудование газлифт ных скважин оборудованием «Особого Конструкторского Бюро по проектирова нию газодобывающих машин и оборудования» — ОКБ «Нефтемаш» г. Баку. 1. При непрерывном газлифтном способе эксплуатации нефтяных скважин применяются газлифтные установки типа Л, которые обеспечивают автоматический пуск и освоение скважины, а также стабильную ее работу в заданном технологическом режиме при требуемой депрессии на пласт, позволяют исключить необходимость применения полуторадвухрядных газлифтных подъемников и дают возможность использовать однорядный подъемник, осуществляют переход от фонтанного способа эксплуатации на газлифтный без замены основного скважинного оборудования и без дополнительных спуско-подъемных операций, позволяет заменить вышедшие из строя съемные элементы газлифтных установок при помощи канатной техники и без подъема колонны насосно-компрессорных труб (НКТ). Технические характеристики и параметры оборудования приведены в соответствии с технической документацией (паспортам и инструкциям по эксплуатации) предоставленной ОКБ- «Нефтемаш» г. Баку:

Оборудование скважинное периодического газлифта.

Основные элементы скважинного газлифтного оборудования: насосно-компрессорные трубы, газлифтные клапаны, скважинные камеры, разъединитель колонны, циркуляционный клапан, пакер и приемый клапан. В качестве насосно-компрессорных труб (НКТ) будут использованы трубы применяемые на месторождении Жанажол диаметром 73×7,01 мм (материал С-75−2).

2. Современные газлифтные установки, как правило, снабжены пакерами для изоляции затрубного пространства скважины о трубного, разобщения зон затрубного пространства, предотвращения пульсирующей работы скважины, более полного использования энергии расширения газа, поступающего из пласта, а также предотвращения воздействия на забой давления нагнетаемого газа [9. с. 76]. Использовать при переводе на газлифт пакера применяемые на месторождении Жанажол. Пакер Y 435−135 (КНР)

Установка пакера Y 435−135 производится при помощи двойного пакерирующего инструмента KYY 435−135: после установки инструмента записывается вес колонны, при необходимости производят прямую промывку, опускают стальной шарик диаметром 38,1 мм в НКТ после посадки шарика в седло постепенно увеличивают давление до 10,15,18 МПа с выдержкой во времени 5 мин. (наблюдая за изменением веса колонны — снижение веса указывает на пакеровку). Увеличением давления до 25 МПа, для того, чтобы освободить пакерирующий инструмент, при освобождении появится сообщение трубного и затрубного пространства и давление снизится до нуля. Пакер Y 435−135 (КНР) позволяет производить капитальный ремонт без срыва и разбуривания пакера, при этом повторный спуск колонны НКТ, следующей компановки (снизу-вверх): уплотнительная вставная труба диаметром 82,5 мм (с всасывающим патрубком), которая садится на пакер при помощи фрикционной муфты, переводник, обратный клапан, переводник (VAM-2,7/8″), скважинная камера с циркуляционным клапаном и далее согласно схемы размещения подземного оборудования.

3. В скважинных камерах газлифтных установок в процессе эксплуатации скважины фонтанным, затем газлифтным способами устанавливаются глухие пробки, ингибиторные, циркуляционные и газлифтные клапаны. Скважинная камера с эксцентричным расположением кармана для клапанов являются наиболее совершенными и распространенными. Они сохраняют проходное сечение в месте установки клапана равным проходному сечению колонны подъемных труб. Это позволяет проводить все скважинные работы (исследование, промывку призабойной зоны, смену съемных элементов скважинного оборудования) без извлечения колонны подъемных труб [9. с. 71]. Учитывая, что в скважинных камерах будут установлены газлифтные клапана, которые выполняют основную работу в процессе эксплуатации скважин, а предлагаемое оборудование институтом «Гипровостокнефть» морально устарело (т.к. проекты: «Комплексное обустройство III очереди нефтяного месторождения Жанажол ПО «Актюбинскнефть» были разработаны соответственно в 1988 и 1983 годах), а также, то, что на участке поверки и тарировки газлифтных клапанов будет использовано оборудование производства КНР (универсальный стенд СИУ-40, стенд настройки и регулировки газлифтных клапанов TST-1, испытательная камера KD-600) на скважинах переводимых на газлифт будет устанавлено более современное оборудование производства КНР для контроля за давлением в затрубном пространстве и давлением в подъемных трубах.

По характеру подъема и спуска газлифтные клапана разделены на съемные ZBT -1 и стационарные ZBG -350:

• 1. Скважинные камеры с эксцентричным расположением кармана РТ-2 и съемные газлифтные клапана ZBT -1.
• 2. Стационарные скважинные камеры РТ-1 и стационарные газлифтные клапана ZBG -350.

Камера скважинная с эксцентричным расположением кармана РТ-2.

Стационарная скважинная камера РТ-1.

3. Газлифтные клапаны — устройства для автоматического установления или прекращения сообщения между внутренней полостью колонны подъемных труб и затрубным пространством, занятым нагнетаемым в скважину газом.

Съемный газлифтный клапан ZBT -1.

Стационарный газлифтный клапан ZBG -350.

5. Циркуляционный клапан типа КЦВГ предназначен для сообщения внутренней полости насосно-компрессорных труб с затрубным пространством при глушении нефтяных скважин. Клапан циркуляционный КЦВГ.

6. Циркуляционные клапаны изготавливаются из базовых деталей газлифтного клапана, устанавливаются в скважинной камере таким же образом, как и газлифтный клапан и теми же инструментами. Поэтому в состав компановки подземного оборудования включим скважинные камеры типа КТ [11. с 106]:

Камера скважинная КТ1−135/б0 -35К2.