Нефтепромысловое оборудование

В нефтяной промышленности применяются также стационарные поршневые воздушные угловые (прямоугольные) компрессоры типа П с приводом от электродвигателя.

В нефтедобыче применяются, например, компрессоры типоразмеров: 302BU10/K 305BU30/S, 302BU6/IS, 305ВП20/Щ 202ВП12/3, 302BU20/35, 305ВП60/2 и др. Условное обозначение, например, 305BJ130/S означает, что компрессор прямоугольного типа собран на угловой базе, в которой усилие на шток может достигать 50 кН; предназначен для сжатия воздуха; подача компрессора - 0,2 м3/с; давление на выходе - 0,8 МПа. Цифра, стоящая перед нулем, - номер модификации (третья). Газовые компрессоры в обозначении имеют букву Г, вместо В.

Для снабжения сжатым воздухом КИП и средств автоматики установок подготовки нефти, концевых сепарационных установок и комплексных сборных пунктов применяются блочные компрессорные станции БКСА5М, БКС5М-1, БКСА10 со следующими показателями: давление на выходе - 0,8 МПа, подача - 0,092 и 0,17 м3/с.

Для снабжения сжатым воздухом пневматических инструментов на строительных, дорожных и других работах применяются, например, передвижные компрессорные станции ПР-6М и ПР-10М с давлением на выходе 0,8 МПа и подачами соответствен-но 0,1 и 0,17 м /с. В системах сбора, подготовки и транспортирования нефтяного газа на газобензиновые заводы применяются газомотокомпрессоры, винтовые и центробежные компрессоры. Неф-тезаполненный компрессор ВКГ-20/5 используется для сжатия нефтяного газа в сепарационных установках. Его показатели: давление на выходе - 0,5 МПа, давление на входе - 0,08 МПа, подача - 0,33 м3/с. В газовой промышленности для транспортирования природного газа по магистральным газопроводам используются мощные (до 40000кВт) центробежные нагнетатели линейных компрессорных станций с газотурбинным приводом.

3.22 Компрессорная станция

Описание компрессора показывает, что процесс сжатия и нагнетания газа сложен и требует использования, кроме основной машины-компрессора, ряда сложных вспомогательных узлов. Сам компрессор требует наличия системы охлаждения и смазки. Кроме того, сжатый газ до транспортировки должен быть отделен от влаги и масла, которые доставляют много неудобств и создают аварийные ситуации при эксплуатации газовых трубопроводов. Все это приводит к сложному хозяйству компрессорной промысловой станции.

Все эти машины и аппараты связаны трубопроводами, оснащенными ручными и моторными задвижками. Большое хозяйство компрессорной станции требует яаличш механической мастерской, хранилищ горючих и смазочных материалов, запасных частей. В помещении компрессорной имеется крановое хозяйство, позволяющее монтировать и демонтировать громоздкие и тяжелые детали компрессоров.

Имеющийся в газе конденсат может образовать жидкостные пробки в трубопроводах, особенно если трасса трубопровода имеет чередующиеся подъемы и спуски. В зимнее время возможно замерзание этих жидкостных пробок. Наличие масла в газе может привести к образованию взрывоопасных смесей. Поэтому в системе трубопроводов имеются масло- и влагоотделители.

Компрессоры, сепараторы и емкости, находящиеся под давлением, оснащены предохранительными клапанами, грузовыми или пружинными.

3.23 Неисправности компрессоров

Наиболее часто встречаются следующие неисправности компрессоров:

1. Неправильное распределение давления по ступеням сжатия. Чаще всего это происходит вследствие поломок клапанных пластин, при других неисправностях клапана или неправильной его установке. Причиной неправильного распределения давления в ступенях могут быть также неисправность поршневых колец и сильные пропуски через сальники или клапанные крышки.

2. Резкие или глухие стуки. Резкий стук обычно вызывается попаданием между поршнем и одной из крышек цилиндра посторонних тел (например, куска поломавшейся клапанной пластины), непосредственным ударом поршня о крышку вследствие недостаточного «вредного» пространства, скоплением в цилиндре смазки или попаданием влаги, ослаблением соединения штока с поршнем или с крейцкопфом, слишком большой выработкой ползунов или параллелей, разработкой крейцкопфного подшипника, износом пальца, ослаблением клина подшипника, разработкой конических гнезд крейцкопфа, сработкой конусов пальцев, ослаблением клапанов в гнездах цилиндров, неправильной посадкой маховика на вал. Глухой стук происходит вследствие ослабления кривошипных и коренных подшипников или выработки их и шеек вала.

3. Повышение температуры газа или воздуха после какой-либо ступени сжатия. Если это не вызвано изменением распределения давления, то причиной повышения температуры может быть ухудшение работы холодильника предыдущей ступени вследствие его загрязнения или недостаточной подачи охлаждающей воды.

4. Внезапное падение давления масла из-за разрыва одной из труб маслопровода или масляного холодильника, падения уровня масла в раме (вследствие чего обнажалась приемная сетка насоса), поломки шестеренчатого насоса или пружины его перепускного клапана. Причиной отсутствия показаний давления масла может явиться также поломка манометра.

5. Постепенное уменьшение давления масла происходит вследствие износа какого-либо подшипника (при этом обычно появляется стук), утечек из-за неплотностей в сальниках, засорения приемной сетки или масляного фильтра.

6. Повышение температуры масла вследствие недостаточного его охлаждения, загрязненности или неисправности механизмов компрессора.

7. Нагревание подшипников из-за плохой смазки или перетяжки.

8. Пропуск сальников с металлической набивкой обычно происходит вследствие:

-сработки уплотняющих колец до отсутствия зазора в их стыках, из-за чего не может быть обеспечено плотное прилегание колец к штоку;

- поломки или соскакивания пружин, прижимающих секции сальников одну к другой;

- выработки штока;

- появления рисок, царапин и прочих повреждений на поверхностях штока и уплотнительных сальниковых колец.

Для обеспечения надежной и длительной работы компрессора необходимо периодически осматривать его узлы и детали и в соответствии с результатами осмотров устанавливать сроки необходимых ремонтных работ. Мелкий ремонт следует производить непосредственно во время осмотра. Порядок планово-предупредительных мероприятий устанавливается применительно к местным условиям, имея в виду, что чем чаще осматривают машины, тем реже будут их вынужденные остановки.

4. Оборудование для эксплуатации скважин

4.1 Конструкции и обозначения обсадных труб

Обсадные трубы выпускаются бесшовными из среднеугле-родистых из низколегированных сталей. Обсадные трубы и муфты к ним изготовляются следующих размеров: условный диаметр трубы- 114, 127, 140, 146, 168, 178, 194, 219, 245, 299, 324, 340, 351, 377, 406, 426, 473, 508 мм; толщина стенки - 5,2... 16,5 мм. Длина обсадной трубы может быть в пределах 9,5... 13 м, однако в поставляемой партии допускается до 20 % труб длиной 8... 9,5 м и до 10 % - длиной 5... 8 м. На один конец трубы навинчена и закреплена муфта, резьба другого конца защищена предохранительным кольцом.

На каждой трубе на расстоянии 0,4...0,6 м от конца, свободного от муфты, выбивают клейма: условный диаметр (мм), номер трубы, группу прочности, длину резьбы, толщину стенки (мм), товарный знак завода-изготовителя, месяц и год выпуска. Клеймо «удл» выбивается только на трубах с удлиненной резьбой. Рядом с клеймами вдоль трубы светлой устойчивой краской наносят следующее данные: условный диаметр (мм), группу прочности стали, толщину стенки (мм), товарный знак завода-изготовителя труб.

Обсадные трубы соединяются на резьбе, которая может быть короткой и удлиненной. В обсадных трубах используются треугольная и трапецеидальная резьбы. Обсадные трубы с трапецеидальной резьбой труб и муфт к ним получили шифр ОТТМ. Трапецеидальный профиль резьбы обеспечивает прочное и высокогерметичное соединение.

В трубах ОПТ прочность достигается трапецеидальной резьбой, а герметичность - специальными коническими уплотни-тельными поверхностями, расположенными со стороны торца труб.

Трубы ТБО идентичны трубам О ill. Они отличаются только способом выполнения. Трубы ОТТГ соединяются с помощью муфт, а трубы ТБО - безмуфтовые, резьбы у них выполнены по наружной высадке (рис. 4.1). Несмотря на это, они взаимозаменяемы.

Рис. 4.1. Конструкции обсадных труб ОТТМ, ОТТГ, ТБО

Прочность обсадных труб, как и всех труб нефтяного сортамента, зависит от марки стали. Группа прочности обозначается буквами Д, К, Е, Л, М, Р и Т. В таблице 2 приведены основные механические свойства материала обсадных труб.

Таблица 2

4.2 Назначение и конструкция колонных головок

На устье скважины обсадные колонны обвязываются, т. е. соединяются частью оборудования скважины, называемой колонной головкой.

Колонная головка жестко соединяет в единую систему все обсадные колонны скважины, воспринимает усилия от их веса и передает всю нагрузку верхнему концу обсадной колонны (кондуктору). Она обеспечивает изоляцию и герметизацию межколонных пространств и одновременно доступ к ним для контроля состояния стволовой части скважины и выполнения необходимых технологических операций. Колонная головка служит пьедесталом для монтажа эксплуатационного оборудования, спущенного в скважину.

Во время бурения на ней монтируются превенторы противовыбросового оборудования, демонтируемые после окончания бурения.

Конструктивно колонная головка - это сочетание нескольких связанных между собой элементов, катушек или крестовин, несущих обсадные колонны. Число этих элементов зависит от числа обсадных колонн скважины.

Колонные головки устанавливаются на устье скважины последовательно по мере спуска и цементирования обсадных колонн. Они подбираются с учетом максимального пластового давления, ожидаемого при бурении следующего за обсаженным интервала скважины.

Конструкция колонных обвязок позволяет восстанавливать нарушенную герметизацию межколонного кольцевого пространства путем нагнетания специальных паст или самоотвердевающих пластиков.

Условия работы колонной головки достаточно сложны: нагрузка от веса обсадных колонн может превышать в глубоких скважинах несколько сот килоньютонов. Элементы колонной головки воспринимают также давление от среды, контактирующей с ними. При наличии в пластовой жидкости или газе сероводорода, углекислого газа или при сильной минерализации пластовых вод колонная головка подвергается коррозии. При закачке теплоносителей стволы глубоких скважин и колонные головки нагреваются до 150 - 250 °С, в условиях Севера они могут охлаждаться до температур ниже минус 60 °С.

Нарушение надежности колонной головки неизбежно приводит к серьезным авариям, нанесению ущерба окружающей среде, а в отдельных случаях может быть причиной возникновения пожаров, взрывов, несчастных случаев.

Колонные головки, особенно многоколонных скважин, имеют большие массы и вертикальные габариты, поэтому на их изготовление требуется большое количество легированной стали. С увеличением вертикальных габаритов колонной головки усложняется обслуживание скважины.

Колонная головка для обвязки двух колонн (рис. 4.2.) состоит из корпуса 4, навинченного на обсадную трубу 6. Внутренняя поверхность корпуса коническая, в ней размещены клинья 3, удерживающие внутреннюю колонну обсадных труб 7. На фланце корпуса установлена катушка 1, надетая на трубу и обычно приваренная к ней. Катушка болтами соединена с корпусом. Межтрубные пространства разобщаются уплотнениями 2. На колонной головке предусмотрена задвижка 5 для обеспечения доступа жидкости в затрубное пространство. Вертикальный размер такой колонной головки около 1 м. Масса в зависимости от диаметра обсадных труб - до 500...550 кг. Такими головками оборудуются скважины глубиной до 1500... 2000 м с давлением до 2 5 МПа.

Рис. 4.2. Колонная головка

Изготовляют колонные головки для оборудования скважин и с большим числом обсадных колонн: трех-, четырех- и пятико-лонных. Принципиальные и конструктивные схемы таких колонных головок аналогичны.

Оборудование обвязки обсадных колонн типа ОКК рассчитано на давление 21, 35 и 70 МПа. Оно предназначено для подвешивания двух и более обсадных колонн кондуктора (на резьбе или на сварке), технических и эксплуатационной, а также для герметизации и разобщения межколонных пространств с помощью упругих уплотнений.

Оборудование типа ОКК (рис. 4.3.) состоит из отдельных сборочных единиц - колонных головок.

Нижняя колонная головка (ГНК), присоединяемая непосредственно к верхнему концу обсадной колонны, вьшускается в трех исполнениях.

Обвязка обсадных колонн осуществляется с помощью клиньевых подвесок и пакеров.

Рис. 4.3. Оборудование обвязки обсадных колонн типа ОКК: 1 - крестовина; 2, 4, 5, 8, 9-пакеры; 3, 6, 10-подвески; 7-манифопъднижней (средней) промежуточной колонной головки; 11 --манифольд нижней колонной головки; 12-нижняя колонная головка; 13, 15, 16 --нагнетательные клапаны; 14- промежуточная (средняя) колонная головка; 17-манифольд промежуточной (верхней) колонной головки; 18-промежуточная (верхняя) колонная головка

4.3 Конструкция трубных головок

Трубная головка предназначена для подвески насосно-комггоессорных труб (НКТ) и герметизации пространств между ними и обсадной эксплуатационной колонной, а также для замера затрубного давления и проведения исследовательских и ремонтных работ в скважине. При оборудовании скважины двумя концентричными колоннами НКТ (двухрядная конструкция подъемника) трубы большего диаметра подвешиваются на резьбовом соединении нижнего тройника (крестовины), который устанавливается на крестовину, герметизирующую затрубное пространство. Трубы меньшего диаметра подвешиваются на резьбе переводника (стволовой катушки), размещающегося над тройником. При однорядной конструкции подъемника нижний тройник не ставится и трубы, подвешиваемые к нему, не спускаются. Применяется также муфтовая подвеска труб.

Рис. 4.4. Трубная головка

4.4 Фонтанная арматура

Фонтанная арматура выполняет несколько функций, главные из которых: удержание на весу колонны НКТ, спущенной в скважину, а при двухрядном подъемнике - двух колонн; герметизация затрубных пространств и их взаимная изоляция; обеспечение возможности регулирования режима работы скважины в заданных пределах, непрерывности ее работы; исследование скважины путем измерения параметров ее работы как внутри нее, так и на поверхности.

Поломка, а тем более разрушение фонтанной арматуры приводят не только к нарушению эксплуатации скважины, но и к авариям, открытому фонтанированию.

Создание и серийное производство фонтанной арматуры для скважин больших глубин (5000 - 7000 м) при пластовых давлениях, отличных от нормальных, и дебитах от нескольких сот до тысяч кубометров в сутки жидкости или миллионов кубометров в сутки газа с большим содержанием абразива и агрессивных компонентов с высокими температурами превращается в задачу большой научной, инженерной и производственной сложности. Современная фонтанная арматура - результат многолетней работы конструкторов и изготовителей по совершенствованию устьевого оборудования этого вида эксплуатационной скважины (рис. 4.5.).

Рис. 4.5. Этапы совершенствования оборудования для эксплуатации скважин фонтанным способом: 1 -- манометр «буферный»; 2 -- задвижка; 3 - штуцер-дроссель; 4 -- фонтанный подъемник; 5 -- трубная головка фонтанной арматуры; б - елка фонтанной арматуры; 7,8 -- тройники; 9 - манометр; 10, 11 - задвижки; 12, 14 - задвижки-дублеры; 13 -- задвижка стволовая; 15-пакер

Необходимость в фонтанной арматуре возникла в связи с началом применения подъемника и устройств для регулирования расхода (дебита) жидкости или газа фонтанной скважины с помощью дросселей, получивших название штуцеры, а также для контроля давления жидкости или газа в подъемнике на устье (буфере) скважины. Для этого сначала применялась простейшая фонтанная арматура (рис. 4.5. б), включающая тройник, запорное устройство, вентиль, манометр, пггуцер; запорное устройство использовалось при смене штуцера. Необходимость смены штуцера без остановки скважины привела к появлению арматуры с двумя выкидными линиями - струнами. Эта арматура (рис. 4.5. в) состоит из трех тройников и трех запорных устройств и штуцеров, сочетание которых называется «фонтанной елкой». Необходимость контроля давления в межтрубном пространстве в более удобной и надежной системе подвески фонтанного подъемника привела к снабжению фонтанной арматуры дополнительным узлом 5, состоящим из тройника, запорного устройства, вентиля и манометра, получившим название трубной головки и служащим для удержания колонны подъемных труб. С этого момента фонтанная арматура начала изготовляться из двух главных частей - елки и трубной головки.

Изнашивание узлов арматуры в скважинах с большими де-битами и высокими давлениями при наличии в пластовой жидкости или газе даже небольших количеств механических примесей привело к необходимости установки дополнительных запорных устройств по стволу арматуры. Необходимость спуска в подъемник работающей скважины измерительных приборов, средств депара-финизации обусловила дополнение елки арматуры лубрикатором, а для его установки или смены введение еще одного стволового запорного устройства.

Эксгшуатация скважин в особо тяжелых условиях вследствие высоких дебитов, давлений, агрессивности сред, высокой температуры, большого количества абразива сделали необходимым наличие в фонтанной арматуре резервных элементов, прежде всего, наиболее часто отказывающих запорных устройств. Фонтанная арматура при этом еще более усложнилась (рис. 4.5. г), увеличились ее размеры, что привело к усложнению обслуживания скважины.

Для уменьшения габаритов фонтанной арматуры была разработана арматура, построенная не из тройников, а из крестовин, что также позволило улучшить ее уравновешенность и упростить обслуживание.

Разработан стандарт, который регламентирует схемы фонтанных арматур, проходные размеры, ряд рабочих и испытательных давлений, исполнения, а также размеры, что позволяет резко сократить номенклатуру и унифицировать элементы арматуры. ГОСТом предусмотрено соотношение диаметра условного проходного отверстия и давлений (таблица 3).

Таблица 3

Для последующей эксплуатации монтируют манифольд и прокладывают выкидную линию.

Фонтанные арматуры изготавливаются (ГОСТ 13846-84) по восьми схемам (рис. 4.6.) для различных условий эксплуатации. Их классифицируют по конструктивным и прочностным признакам:

- рабочему давлению (7, 14,21, 35, 70 и 105 МПа);

- схеме исполнения;

- числу спускаемых в скважину труб (один и два концентричных ряда труб);

- конструкции запорных устройств (задвижки и краны); -размерам проходного сечения по стволу (50... 150 мм) и боковым отводам (50... 100 мм).

Рис. 4.6. Типовые схемы фонтанных арматур: 1 - манометр; 2 -- вентиль; 3 -- буферный фланец под манометр; 4 - запорное устройство; 5 - тройник; 6 -- дроссель; 7 -- переводник трубной головки; 8 -- ответный фланец; 9 -- трубная головка; 10 - крестовина елки

Крестовая арматура (рис. 4.7. а) для скважин, не содержащих абразив, с проходным (условным) отверстием 50 мм, рассчитана на рабочее давление 70 МПа.

Рис. 4.7.Фонтанная арматура: а - крестовая; 6 -- тройниковая

Елка арматуры имеет два сменных штуцера, что позволяет быстро их заменять. Арматура рассчитана как на однорядный, так и на двухрядный подъемник, в последнем случае используется другая трубная головка.

Тройниковая арматура (рис. 4.7. б) для скважин, содержащих абразив. Трубная головка, кроме крестовины 1, имеет тройник 2, что позволяет нести два ряда НКТ. На арматуре, рассчитанной на большое давление, на боковых отводах установлено не по одной, а по две задвижки. Это обусловлено большей надежностью примененных задвижек при одновременном обеспечении возможности их смены на работающей скважине.

Манифольд. Фонтанная арматура скважины соединяется с промысловыми коммуникациями сбора пластовой жидкости или газа с помощью манифольда, который представляет собой сочетание трубопроводов и запорных устройств, а иногда и клапанов, обвязывающих фонтанную арматуру. Манифольд служит для подключения к трубному и затрубному пространствам агрегатов для проведения различных операций при пуске и эксплуатации скважины.

Манифольды фонтанной арматуры обычных нефтяных скважин состоят из нескольких задвижек, крестовиков, тройников и других элементов. На более ответственных нефтяных скважинах манифольд состоит из большего числа элементов. Еще более сложны манифольды для высокодебитных газовых скважин, которые вьшолняются по следующим схемам:

Схема 1. Для мало- и среднедебитных скважин, эксплуатирующихся по одному отводу фонтанной елки.

Схема. 2. Для высокодебитных скважин, эксплуатирующихся только по подъемной колонне труб по двум отводам елки в один трубопровод.

Схема 3. Для скважин с низкими пластовыми давлениями, допускающих отбор газа из затрубного пространства по одному отводу трубной головки в один трубопровод.

Схема 4. Для двухобъектных газовых скважин, эксплуатирующихся по одному отводу фонтанной елки и одному отводу трубной головки в два шлейфа.

Схема 5. Для двухобъектных газовых скважин, эксплуатирующихся по одному отводу фонтанной елки и одному отводу трубной головки в два шлейфа.

Схема манифольда фонтанной арматуры газовой скважины показана на рис. 4.8. а.

Рис. 4.8. Манифольд фонтанной арматуры: а -- газовой скважины; 6 - нефтяной скважины

В фонтанной арматуре 1 за катушкой 2 и угловыми регули-рующими штуцерами Зк4 обе рабочие струны и струны затрубного пространства обвязьшаются манифольдом с задвижками, крестовиками, тройниками, катушками, КИП, предохранительными клапанами и продувочно-задавочной линией, состоящей из линий 5 для подключения агрегатов, сбора глинистого раствора 6, подключения сепаратора 7, штуцеров 8, ДИКТа 9 и факельной линии 10.

Манифольд обеспечивает возможность подачи в скважину ингибитора; глушения с помощью продувочно-задавочной линии и продувки скважины по трубному и затрубному пространствам; проведения газодинамических исследований; подключения насосных агрегатов на достаточном расстоянии от устья; безопасного сжигания газа и конденсата в факеле; сбора глинистого раствора и других рабочих жидкостей при освоении, глушении и интенсификации притока жидкости к забою.

В манифольдах фонтанной арматуры ответственных газовых скважин применяются клапаны-отсекатели, отключающие скважину при понижении или повышении давления по сравнению с заданным. Схема манифольда фонтанной скважины показана на рис. 4.8. б. Арматура и манифольд газлифтных и нагнетательных скважин собираются из элементов, часть которых составляет арматуру и манифольд фонтанных скважин.

4.5 Запорные и регулирующие устройства фонтанной арматуры и манифольда

К запорным устройствам относятся задвижки и краны для перекрытия или открывания каналов арматуры и манифольда, к регулирующим - сменные штуцеры и вентили для изменения дросселированием расхода пластовой жидкости или газа.

В зависимости от схемы фонтанной арматуры или манифольда число запорных устройств в елке и трубной головке может составлять 10... 12, а в манифо льде - 15... 20 задвижек или кранов.

Аналогичные запорные устройства используются в арматуре газлифтных и нагнетательных скважин.

Запорные устройства - это задвижки и краны применяемых в фонтанной арматуре типов. Широко используются в оборудовании почти для всех технологических процессов и операций при добыче нефти и газа, а в несколько измененном виде и при бурении скважин. В частности, они используются в противовыбро-совом оборудовании, в манифольде буровых насосов, в оборудовании для гидроразрыва пласта, для кислотной обработки и, вообще, во всех промывочных агрегатах, нефтегазопромысловых коммуникациях и сооружениях для сбора, разделения, транспорта пластовой жидкости, нефти и газа, для закачки воды и газа в пласт. Значительная часть этих запорных устройств применяется в оборудовании для первичной переработки нефти и газа и их транспортировки.

Клиновая задвижка (рис. 4.9.) наиболее простая, но имеет существенные недостатки: в открытом положении клин 7 поднят выше проходного отверстия и уплотняющие поверхности клина и кольца в корпусе практически омываются потоком смеси, идущей из скважины. При этом идет коррозия и эрозия мест уплотнения. Открытая полость задвижки представляет собой местное сопротивление с расширением. Здесь образуются вихри и создаются условия для выпадения солей и механических примесей.

Рис. 4.9. Клиновая задвижка: 1 -- маховик; 2 - крышка манжеты; 3 - манжета; 4 - шпиндель и бурт его осевой опоры; 5 - крышка задвижки; 6 - прокладка; 7-- клин; 8 - корпус; 9 - кольцо

Прямоточная задвижка (рис. 4.10.) в закрытом и открытом состояниях (в последнем состоянии отверстие устанавливается по оси канала корпуса) имеет уплотняющие поверхности закрытыми. Две половинки платки 10 разжимаются пружинами и прижимаются к корпусу. Канал не изменяет своего диаметра. Задвижка заполнена густым маслом, а полости 7 смазкой, которая поступает к местам уплотнения плашек под давлением среды, передаваемым через поршни 6.

Рис. 4.10. Прямоточная задвижка: 1 - маховик; 2 - корпус подшипника: 3 - крышка задвижки; 4 -- шпиндель; 5 -- прокладка; б- поршень; 7- щека корпуса; 8 - гайка плашек; 9 - втулка; 10- плашка; 11 - корпус

Прямоточная задвижка типа ЗМС1 с пршгудительной подачей смазки, с ручным управлением, с условным проходом 65, 80, 100 и 150 мм, рассчитанная на давление 21 и 35 МПа, состоит из корпуса, седла входного, шпинделя, маховика, гайки ходовой, крышки подшипников, гайки нажимной, кольца нажимного, манжет, крышки, пружин тарельчатых, клапана нагнетательного, седла выходного, шибера. Герметичность затвора обеспечивается созданием необходимого удельного давления на уплотняющих поверхностях шибера и седел. Предварительное удельное давление создается тарельчатыми пружинами. В настоящее время вместо задвижек ЗМС1 (рис. 4.11. а) выпускаются модернизированные задвижки типа ЗМ и ЗМС.

Прямоточная задвижка типа ЗМАД, рассчитанная на давление 70 МПа, с автоматической подачей смазки и ручным управлением (рис. 4.11. б| состоит из корпуса, двух седел (щек), шибера, выполненного в виде двух плашек, шпинделя, уравновешивающего штока, корпуса сальника, ходовой гайки с трапецеидальной резьбой, упорных подпшпников, крышки подшипника, маховика, кожуха. или газа насадка птинделя и гнездо штуцера быстро изнапшваются. Для повышения износостойкости эти детали изготовляются из специальных композитных материалов. Однако и это не исключает необходимость в частых сменах регулируемого штуцера. Поэтому в подобных условиях применяются сменные, втулочные штуцеры с разными диаметрами отверстий, которые при износе поверхности отверстия снимаются с фонтанной арматуры и заменяются новыми.

Рис. 4.11. Прямоточные задвижки типов ЗМС1 (а) и ЗМАД (б) с ручным управлением: а: 1 - крышка: 2 - разрядная пробка; 3 - крышка подшипника; 4 - регулировочная шайба; 5-- шпиндель: 6- верхний кожух; 7-маховик; 8--упорный шарикоподшипник; 9-ходовая гайка; 10-узел сальника; 11 - прокладка; 12 -- шибер; 13 - корпус; 14-- выходное седло; 15- шток; 16- нагнетательный клапан; 17- нижний кожух; 18- входное седло; 19- тарельчатая пружина; б: 1 - корпус; 2 - шпиндель; 3 - обратный клапан для смазки узла сальника; 4 -- ходовая гайка; 5 - маховик; 6 - винт; 7 - кожух; 8 - масленка; 9-упорный шариковый подшипник; 10- крышка подшипников; 11 - корпус сальника; 12 - поршенек; 13 -- плашка; 14 - направляющие щеки; 15 - фторопластовая втулка; 16-манжеты; 17--уравновешивающий шток

Быстросменный штуцер. Смена обычного втулочного штуцера трудоемка и длительна. Для облегчения и ускорения этой операции применяется быстросменный штуцер (рис. 4.14.). За счет использования сменных втулок с отверстиями диаметрами 5, 8, 10, 15, 20, 25, 30 мм и возможности их быстрой смены можно ступенчато регулировать расход жидкости или газа. Штуцер рассчитан на рабочее давление 70 МПа.

Рис. 4.14. Быстросменный штуцер: 1 - обойма; 2, 9--уплотнительные кольца; 3 - пружина; 4 - дроссель; 5 -уплотнение дросселя; 6 -- винт; 7 - проточка; 8 -- корпус; 10- кольцо

4.6 Монтаж и демонтаж фонтанной арматуры

Фонтанная арматура представляет собой систему соединений на фланцах различных тройников, крестовиков и запорных устройств (задвижек или кранов). Между фланцами для уплотнения укладывается стальное кольцо из специальной малоуглеродистой стали, которое имеет овальное сечение. Фланцевые соединения крепятся болтами.

Колонна насосно-компрессорных труб спускается с помощью двух элеваторов. При свинчивании и развинчивании труб вручную широко используются элеваторы конструкции Халатяна. Элеваторы надеваются на муфту трубы и подвешиваются к крюку штропами. Перед свинчиванием резьба труб смазывается.

Для облегчения и ускорения операций по свинчиванию труб применяется комплекс механизмов АПР. В этот комплекс входят автомат с электроприводом, снабженным реверсивным переключателем, и инструменты новой конструкции (элеватор, трубные ключи и др.).

При работе с комплексом АПР используется один элеватор ЭГ, постоянно подвешенный на крюке, что значительно облегчает работу. Перед спуском колонны труб автомат АПР центрируется, закрепляется на колонном фланце, в него вставляется клиновая подвеска. Указанный автомат не приспособлен для работы в скважинах, оборудованных погружными электроцентробежными насосами. Заключительные операции при спуске колонны труб зависят от способа подвески труб на устье.

При подвеске труб на резьбе воздушного тройника необходимо:

- присоединить подъемный патрубок к центральной задвижке или переводной катушке;

- поднять с пола воздушный тройник с переводной катушкой или центральной задвижкой и навинтить на колонну труб, а затем посадить их на крестовик трубной головки;

- соединить воздушную линию с задвижкой воздушного тройника;

-отсоединить подъемный патрубок, снять и опустить на мостки;

- зацепить елку арматуры канатным стропом, поднять и установить на центральную задвижку или переводную катушку;

- соединить елку арматуры болтами с центральной задвижкой или переводной катушкой;

- соединить выкиды арматуры.

При подвеске труб на фланце-планшайбе присоединяется подъемный патрубок. Шаншайба поднимается, навинчивается на колонну труб и ставится на крестовик Затем отсоединяется подъемный патрубок и елка арматуры устанавливается вместе с переводной катушкой на крестовик.

4.7 Эксплуатация и ремонт фонтанной арматуры

Фонтанную арматуру можно монтировать на устье скважины автомобильными кранами, а также при помощи талевого механизма, лебедки или подъемника. В процессе эксплуатации арматуры с прямоточными задвижками требуется через 2...3 месяца смазывать подшипники шпинделя жировым солидолом Ж (другое обозначение - УС). Он представляет собой мягкую маслянистую мазь от светло- до темно-коричневого цвета. Дисперсионной средой являются индустриальные масла, загустителем - гидратированные кальциевые мыла естественных жиров (не менее 11 %), а добавкой - вода (до 3 %). Необходимо также через штуцер в днище корпуса задвижки в соответствии с инструкцией набивать уплотнительную смазку ЛЗ-162 или «Арматол-238».

Фонтанная арматура часто подвергается истирающему действию песка, выносимого вместе с нефтью, газом и водой. Наибольшее истирание происходит в тройниках фонтанной елки, в запорных устройствах. Отдельные изношенные задвижки меняются непосредственно на устье скважины.

Фонтанная арматура целиком должна подвергаться периодической ревизии, независимо от того, наблюдались ли неисправности в процессе эксплуатации или она работала бесперебойно. Ревизия и ремонт производятся в мастерских, где арматура разбирается на отдельные узлы и детали. Разборка фланцевой арматуры не представляет трудности, так как болты, скрепляющие фланцы, отвинчиваются сравнительно легко.

Затруднения вызывает разборка резьбовой арматуры. Она отвинчивается либо вручную двумя цепными ключами, либо с помощью лебедки. Оцинкованный канат лебедки крепится к плечу шарнирного ключа, применяемого для бурильных труб, и проходит через направляющий ролик. Фонтанная елка не кладется на подставки, а крепится болтами фланцы крышек резьбовых задвижек к фланцу упора. Упор состоит из крестовика, навинченного на муфту трубы, которая прочно заделана в бетонное основание с таким расчетом, чтобы верхний фланец крестовика находился на высоте 0,7 м от пола. Отверстия в верхнем фланце просверлены таким образом, что позволяют крепить арматуру разных типоразмеров. Боковые отводы крестовика поддерживают ремонтируемые задвижки, которые привинчиваются к ним при помощи коротких патрубков. После разборки фонтанная елка моется, отдельные ее детали осматриваются. Детали с трещинами, промывами и с сильно утонченными в результате эрозии стенками выбраковьгоаются.

Наиболее сложные детали для ремонта - задвижки. Их осмотр начинается с проверки легкости открывания и закрывания. Затем разбирается крышка, извлекаются маховик вместе со штоком (пптанделем) и запорным органом, клином, платками, клапаном или пробкой и проверяется состояние уплотняющих поверхностей.

Многие задвижки на протяжении всего межремонтного периода находятся в одном и том же положении (открыты или закрыты). При работе таких задвижек без утечек достаточно визуального осмотра деталей перед сборкой и замены сальников. Если на уплотнительных поверхностях имеются изношенные участки, они шлифуются. Износы глубиной до 0,1 мм ликвидируются притиркой с помощью паст. Различаются грубая, средняя и тонкая пасты. Тонкой пастой притирка завершается. Качество притирки определяется испытанием «на краску».

Более серьезные дефекты задвижек устраняются наплавкой с последующей механической обработкой до получения первоначальных размеров и чистоты поверхности. Так ремонтируются запорное устройство и корпус. Уплотняющие поверхности перед сборкой притираются.

Часто запорные устройства бывают изношены настолько, что их заменяют новыми. Шпиндели контролируются на прямолинейность и годность резьбы. Резьба должна быть полной, чистой и не забитой. Если верхний конец - квадрат - свернут, необходимо запилить новый. Отремонтированные и частично вновь изготовленные детали после пригонки отдельных узлов собираются в порядке, обратном разборке. Собранная задвижка подвергается гидравлическому испытанию на пробное давление, равное удвоенному рабочему давлению. Пробное давление создается ручным прессом.

Фонтанная елка собирается на стенде, который использовался при разборке. Резьбы перед свинчиванием покрываются графитной смазкой. Особое внимание следует уделять сборке уплотняющих колец и прокладок. После сборки фонтанная арматура шабло-нируется и опрессовывается удвоенным рабочим давлением в течение 30 мин с проверкой герметичности всех соединений. Запотевание и утечки не допускаются. Опрессовочной жидкостью является водный раствор ингибиторов коррозии, например, 0,5 %-ный раствор хромпика. Фонтанная елка, прошедшая испытание, продувается сжатым воздухом для удаления влаги, ее наружная поверхность окрашивается эмалью после грунтовки и консервируется консистентной смазкой.

4.8 Принцип работы газлифтного подъемника

В том случае, когда для фонтанирования недостаточно пластовой энергии и энергии нефтяного газа, в скважину подается газ (или воздух) от компрессорной станции или из газовых скважин. Энергия подаваемого газа обеспечивает подъем жидкости на поверхность. Этот способ добычи нефти называется компрессорным.

Компрессорный способ добычи пока мало распространен, хотя оборудование скважин при этом методе приближается по простоте конструкций к оборудованию фонтанирующих скважин, не сравнимому со сложными скважинными насосными установками. Простота оборудования скважин, повышение эффективности компрессорного способа добычи нефти с увеличением глубины, с которой поднимается жидкость, расширяют область применения компрессорной эксплуатации нефтяных месторождений. Распространению этого метода подъема жидкости способствует применение нефтяного газа большого давления или газа из газонасыщенных пластов. Последний способ называется бескомпрессорным газлифтом. В этом случае остается необходимость подготовки газа и отделения конденсата, но исключается применение компрессорных станций, значительно упрощается поверхностное оборудование, и затраты на обустройство месторождения приближаются к затратам при фонтанировании скважин.

Для подъема жидкости газлифтным способом в скважину опускается одна или две колонны насосно-компрессорных труб (рис. 4.15.).

Рис. 4.15. Подъем жидкости газом при газлифтном способе эксплуатации, структуры потоков смеси в подъемной колонне

Внутренняя подъемная колонна труб опущена на глубину L. До подачи газа уровень жидкости в скважине и трубах одинаковый, он называется статическим уровнем (рис. 4.15. а).

Подаваемый в межтрубное пространство газ отжимает жидкость до низа подъемной колонны и проходит в нее, увлекая за собой жидкость. Смесь газа с жидкостью достигает поверхности, и в результате ее отбора статический уровень Яст в скважине снижается до динамического (рис. 4.15. б). Структура потока смеси в подъемной колонне может быть пузырьковой (рис. 4.15. в) - в нижней части колонны, пробковой (рис. 4.15. г) - в верхней части колонны и дисперсионно-кольцевой (рис. 4.15. д) - в верхней части колонны при избытке газа.

4.9 Компрессорное оборудование при газлифтной эксплуатации скважин

Газ, получаемый от компрессорной станции, при газлифтной эксплуатации направляется по двум или трем трубопроводам, в которых его давление различно, через газораспределительную будку к отдельным скважинам. В газораспределительной будке размещено обычно от четырех до восьми секций распределительных батарей, каждая из которых направляет рабочий агент к четырем скважинам. К секции батарей рабочий агент подводится по двум, трем или четырем трубопроводам. При трех подводящих трубопроводах один - пусковой, а два - рабочих (на пониженное и повышенное давления). Такое разделение обусловлено различием параметров рабочего агента, требуемого при пуске скважины (высокое давление и относительно малый расход) и при работе (значительный расход и различное давление), а также различием характеристик скважин и требуемых для них параметров рабочего агента. Пусковая линия обычно имеет меньший диаметр (63 мм), а рабочие - больший (100... 150 мм). На всех подводящих линиях трубопроводов установлены манометры. Определенная подводящая линия подключается к скважине при помощи вентилей. Газораспределительная будка при рабочем агенте - газе - должна быть построена из огнестойкого материала, иметь хорошую вентиляцию.

Специально выпускается блочная установка для газлифтной эксплуатации под шифром «Газлифт». Она рассчитана на давление 16 МПа, число подключаемых скважин - 8, с общей пропускной способностью по газу 24.. .640 тыс. м3/сут. Эта установка позволяет распределять газ по скважинам, осуществлять ручное регулирование расхода и регистрацию параметров газа Установка имеет блоки технологического и щитового помещений. Помещения крытые, их площади - 3*3м и 3 *2м и массы - 9700 и 2000 кг.

Большое значение имеет очистка рабочего агента от влаги для предотвращения ее замерзания при транспортировке агента по промыслу. Для этого на линиях, обычно у компрессорной станции и газораспределительных будок, устанавливают влагоотделители и нагреватели. Влагоотделитель устанавливается в наиболее низком месте трубопровода. Это небольшая емкость, к верхней части которой подсоединен трубопровод рабочего агента. Нижняя часть емкости, где скапливается влага, периодически соединяется с атмосферой, и влага выжимается давлением рабочего агента (емкость продувается).

Влага, оставшаяся в системе, в зимнее время может замерзнуть в регулирующей аппаратуре, в трубопроводе, поэтому рекомендуется обогревать наиболее опасные места трубопроводов. Для обогрева применяются огневые нагреватели (там, где это допустимо по условиям безопасности) и электрообогреватели.

Электрообогреватели встраиваются в трубопровод. Основная труба электрообогревателя покрыта асбестом, на который уложена обмотка обогрева. Обмотка покрыта вторым слоем асбеста. На эту сборку надет кожух с теплоизоляцией. Электроэнергия подается в нагреватель через автомат, периодически включающий и выключающий ток. Режим работы нагревателя устанавливается в зависимости от окружающей температуры воздуха, теплоизоляции труб и т. д.

4.10 Схема работы бескомпрессорной газлифтной установки

При бескомпрессорном газлифте используется энергия газа большого давления, поступающего из газовых месторождений. Применение бескомпрессорного газлифта рационально при наличии газовых месторождений вблизи нефтяных или при добыче газа высокого давления на самих нефтяных месторождениях. После подъема жидкости газ имеет значительно меньшее давление, насыщен парами жидкости, поэтому использование его несколько 01т^ничивается. В то же время при бескомпрессорной газлифтной эксплуатации скважин можно без больших капиталовложений и сложного оборудования поднимать жидкость наиболее простым методом.

На рис. 4.16. показана технологическая схема бескомпрессорной газлифтной установки.

Рис. 4.16. Бескомпрессорная газлифтная установка

Газ из скважин 1 под давлением 15...20 МПа поступает на пункт очистки (осушки) 2, где он проходит через гтшроциклонные сепараторы и конденсатосборники, затем в беспламенный подогреватель 3 для подогрева до 80...90 °С, а далее в газораспределительную батарею 4. Подогрев газа является эффективным средством борьбы с гидратообразованием при транспортировании и редуцировании газа. От батареи газ направляется через регулировочные штуцеры 5 в добывающие нефтяные скважины 6. После подъема жидкости газ поступает в газосепараторы первой 7 и второй 8 ступеней, откуда направляется в топливные линии и на газобензиновый завод. Жидкость из газосепараторов направляется в емкость 9.

4.11 Внутрискважинное оборудование при газлифтной эксплуатации скважин

При компрессорном газлифте, также как и бескомпрессорном, для пуска скважины в работу требуется значительно большее давление, чем в процессе работы. Для снижения пускового давления в скважине на подъемной колонне устанавливаются пусковые клапаны. При их установке происходит ввод газа в подъемную колонну: сначала в верхнюю часть колонны от уровня установки первого пускового клапана, потом от второго и т. д., пока весь столб поднимаемой смеси не будет газирован (рис. 4.17. а... е).

Рис. 4.17. Схема работы пускового клапана

Все многообразие глубинных клапанов можно классифицировать по следующим признакам;

1. По назначению - пусковые; рабочие; концевые.

2. По конструкции - пружинные; сильфонные; комбинированные.

3. По характеру работы - нормально открытые; нормально закрытые.

4. По давлению срабатывания - от давления в затрубном пространстве; от давления в НКТ (подъемнике).

По принципу действия клапаны являются дифференциальными. .-.

При подаче газа в затрубное пространство жидкость из последнего выжимается в насосно-компрессорные трубы через отверстия в ниппеле. На поверхности устанавливается необходимая площадь проходного сечения отверстий с помощью перекрытия их регулировочным кольцом. После того как к пусковому клапану подойдет газ, он начнет поступать в насосно-компрессорные трубы, смешается с жидкостью и поднимет ее до устья. Часть жидкости будет отведена через устьевое оборудование. Оставшаяся в скважине смесь жидкости с газом будет создавать уже меньший напор у пускового клапана.

Принципиальные схемы пусковых клапанов представлены на рис. 4.18.



Рис. 4.18. Принципиальные схемы глубинных клапанов: а -- пружинный; б -- сильфонный, срабатывающий от давления в затрубном пространстве Рк; в - сильфонный, срабатывающий от давления в трубах Рт, (подъемнике); г -- комбинированный; 1 - нижнее седло клапана; 2 -- нижний клапан; 3 - шток клапана; 4 -- сильфонная камера; 5 -- регулировочная гайка; 6 - пружина; 7--упор пружины; 8 -- отверстие в корпусе клапана; 9 -- верхний клапан; 10-- верхнее седло клапана; 11- корпус клапана; 12 - стенка НКТ

Газ сможет продолжать отжимать жидкость в затрубном пространстве. Давление газа в затрубье будет снова повышаться. У клапана 2 возникнет определенная разность давления - снизу большее давление газа в затрубье, сверху меньшее давление смеси в НКТ. Тогда клапан 2 поднимется, сжимая пружину б, перекроет отверстия в ниппеле и закроет доступ газа в насосно-компрессорные трубы.

Усилие пружины, действующее на клапан 2, можно изменять с помощью регулировочной гайки 5. Пружина пускового клапана защищена кожухом.

Расстояние между пусковьши клапанами должно быть таким, чтобы при закрытии верхнего клапана жидкость в затрубье была отжата газом до пускового клапана, находящегося ниже. При этом газ начинает посНпать в нижний клапан и столб жидкости в насосно-компрессбрных трубах уменьшает свой вес. Далее продолжается отжатие жидкости в затрубном пространстве, в полости ниже второго пускового клапана.

Клапаны устанавливаются на внешней поверхности труб, и для их смены или регулировки необходим подъем всей колонны. Это неудобство устраняется новым методом установки газлифтных клапанов (рис. 4.19), когда клапан 5 спускается внутрь подъемной колонны 7, доводится до кармана 4 скважинной камеры 2 и устанавливается в нем с помощью кулачкового фиксатора 3.

В скважинное газлифтное оборудование входят также па-кер б и приемный клапан 7. Клапаны могут спускаться на проволоке или сбрасываться в трубы. Подъем таких клапанов может производиться без подъема колонны насосно-компрессор-ных труб с помощью специальных съемников, спускаемых во внутреннюю полость подъемной колонны.

Скважинное газлифтное оборудование такого типа, предназначенное для эксплуатационных колонн диаметрами 168 и 146 мм, имеет шифры Л-73А-210, Л-73Б-210, Л-60А-210, Л-60Б-210, где числа 73 и 60 обозначают условные диаметры подъемных труб, мм; 210 - рабочее давление, 10^-1 МПа.

Рис. 4.19. Скважинная газлифтная камера

Газлифтное оборудование комплектуется от 1 до 9 пусковыми газлифтными клапанами и одним рабочим клапаном и соответственно 2... 10 скважинными камерами, 2... 10 кулачковыми фиксаторами ФК (не входят в комплект оборудования типов Л-73Б-210 и Л-60Б-210), пакером ПН-ЯГМ, приемным клапаном, переводниками.

Газлифтные клапаны на рабочее давление 21 МПа имеют шифры Г-38, Г-38Р, Г-38-70Д, Г-25, Г-25Р, 1Г-25, 1Г-25Р, Г-20, Г-20Р, где 38, 25, 20 - условные диаметры клапанов, мм; Р - рабочий клапан (остальные пусковые); Д - камера клапана, заполненная демпфирующей жидкостью.

В газлифтных клапанах типа Г роль пружины выполняет сильфон (рис. 4.18. б, позиция 4), заряженный азотом под давлением 0,2 ... 0,7 МПа. Газлифтные клапаны типа Г по назначению делятся на пусковые и рабочие.

Скважинные камеры 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.

Скважинная камера типа К (рис. 4.20. а) представляет собой сварную конструкцию, состоящую из рубашки 2, выполненной из специальных овальных труб, и двух наконечников / с резьбой на-сосно-компрессорных труб по ГОСТ 633.

В рубашке камеры предусмотрен карман 3 для установки клапанов и пробок с помощью набора инструментов канатной техники через устье скважины, герметизированное оборудованием ОУГ 80^350.

Газ или жидкость (для ингибиторного и циркуляционного клапанов) поступает из затрубного пространства через перепускные отверстия а камер к клапану. Клапаны и пробки уплотняются в кармане двумя наборами уплотнительных манжет, для которых предусмотрены посадочные шейки.

Для фиксации клапанов и пробок в кармане предусмотрены специальные расточки, в которые входит фиксирующая цанга или кулачок фиксатора.

Камера типа КН (рис. 4.20. б) применяется для установок периодического газлифта ЛП и имеет газоотводящий патрубок 4, соединяемый с газоотводящим устройством.

Камера типа КТ (рис. 4.20. в) отличается от камеры типа К наличием в верхнем наконечнике направляющей оправки 5, позволяющей для посадки клапанов использовать консольный отклонитель типа ОК? обеспечивающий надежность работ в наклонных скважинах.

Рис. 4.20. Скважинные камеры типов К (а); КН (б); КТ (в): 1 -- наконечник; 2--рубашка; 3 - карман; 4 - газоотводящий патрубок; 5 -- направляющая

Убавляющим для пусковых клапанов является давление газа, нагнетаемого взатрубное пространство скважины. При работе указанных клапанов газ через отверстия проникает в полость, где, воздействуя на эффективную площадь сильфона, сжимает его. В результате этого шток поднимается и газ, открывая обратный клапан, поступает в подъемные трубы, аэрируя жидкость в них.

Управляющим для рабочих клапанов является давление жидкости в колонне подъемных труб. При работе этих клапанов жидкость из колонны подъемных труб через отверстие в клапане поступает в полость, где, сжимая сильфон, оттягивает шток от седла и открывает клапан.

Для регулирования режима нагнетания газа предусмотрены сменные дроссели.

Клапаны типов Г-38 и ГР-38 фиксируются в скважинных камерах при помощи кулачкового фиксатора ФК-38, навинченного на клапан. При посадке кулачок фиксатора, задевая за край кармана, утапливается в окне фиксатора, а после входа в канавку кармана выходит из окна, фиксируя клапан. В клапанах типов 2Г, 5Г, ЗГ фиксирующим элементом служит цанга.

Скважинные камеры обозначаются аналогично скважинно-му газлифтному оборудованию: К-73А-210, К-73Б-210, К-60А-210, К-60Б-210. Корпус камеры имеет овальную форму. Это позволяет располагать газлифтные клапаны эксцентрично, и поэтому проходное сечение подъемной колонны в области скважинных камер не уменьшается.

Скважинное газлифтное оборудование первой категории качества имеет среднюю наработку на отказ до 10000 ч, высшей категории - до 15000 ч.

5. Оборудование и инструмент для ремонта скважин

5.1 Классификация видов ремонтов и операций, проводимых в скважинах

Подземный ремонт скважин подразделяется на текущий и капитальный (рис. .5.1.)

Рис. 5.1. Классификация операций подземного ремонта: 1 - транспортные операции; 2 - подготовительные операции; 3 - спуско-подъемные операции; 4 - тартание и др.; 5 - депарафинизация; б- чистка пробок; 7-закачка теплоносителя; 8 - закачка кислоты; 9 - закачка специальной жидкости; 10- заливка цемента; 11 - цементирование ствола; 12-- разбуривание