Вопрос 4.12. Внутрискважинное оборудование при газлифте

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 скважи­ не на подъемной колонне устанавливают пусковые клапаны. При их установке происходит ввод газа в подъемную колонну, сначала в вер­ хнюю часть колонны от уровня установки первого пускового клапа­ на, потом от второго и т. д., пока весь столб поднимаемой смеси не будет газирован (рис. 4.17, а...е).

Все многообразие глубинных клапанов можно классифицировать по следующим признакам:

1. По назначению:

1.1. Пусковые

1.2. Рабочие

1.3.Концевые

2. По конструкции:

2.1. Пружинные

2.2. Силбфонные

2.3. Комбинированные

Sведе

Рис. 4.17. Схема работы пускового клапана

- 145

3. По характеру работы:

3.1. Нормально открытые

3.2. Нормально закрытые

4. По давлению срабатывания

4.1. От давления в затрубном пространстве

4.2. От давления в НКТ (подъемнике)

По принципу действия клапаны являются дифференциальными. Принципиальные схемы пусковых клапанов показаны на рис. 4.18 (а, б, в, г). 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 регулиро­ вочным кольцом. После того как к пусковому клапану подойдет газ, он начнет поступать в насосно-компрессорные трубы, (НКТ), сме­ шается 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.

Газ сможет продолжать отжимать уровень жидкости в затрубном пространстве. Давление газа в затрубье будет снова повышаться. У клапана 2 возникнет определенная разность давления - снизу боль­ шее давление газа в затрубье, сверху меньшее давление смеси в НКТ. Тогда клапан 2 поднимется, сжимая пружину 6, перекроет отверстия в ниппеле и закроет доступ газа в насосно-компрессорные трубы.

1—11	L-J1
12' О' 4	11'
	* '

№

р.

Рис. 4.18. Принципиальные схемы глубинных клапанов:

а - пружинный; б - сильфонный, срабатывающий от давления в затрубномпространстве 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

- 1 4 6 -

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

Расстояние между пусковыми клапанами должно быть такое, что­ бы при закрытии верхнего клапана жидкость в затрубье была отжата газом до пускового клапана, находящегося ниже первого. При этом газ начинает поступать в нижний клапан, и столб жидкости в насос-но-компрессорных трубах уменьшает свой вес. Далее продолжается отжатие жидкости в затрубном пространстве, в полости ниже второ­ го пускового клапана.

Клапаны устанавливаются на внешней поверхности труб, и для смены или регулировки их необходим подъем всей колонны. Это не­ удобство устраняется новым методом установки газлифтных клапа­ нов (рис. 4.19), когда клапан 5 спускается внутрь подъемной колон­ ны 1, доводится до кармана 4 скважинной камеры 2 и устанавливает­ ся в нем с помощью кулачкового фиксатора 3.

В скважинное газлифтное оборудование входят также пакер 6 и приемный клапан 7. Клапаны мо­ гут спускаться на проволоке или сбрасываться в трубы. Подъем таких клапанов возможен без подъема колонны насосно-компрессорных труб и производится с помощью специальных съемни­ ков, спускаемых во внутреннюю полость подъем­ ной колонны.

Скважинное газлифтное оборудование такого
типа, предназначенное для эксплуатационной ко­
лонны диаметром 168 и 146 мм, имеет шифры:
Л-73А-210, Л-73Б-210, Л-60А-210, Л-60Б-210, где
числа 73 и 60 - условный диаметр подъемных труб,,
мм; 210 - рабочее давление, 10-1 МПа.
Оборудование комплектуется от 1 до 9 пуско­
выми 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 кла­
паном, 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 - ус­
ловный диаметр клапана, мм; Р - рабочий клапан	Рис. 4.19.
(остальные - пусковые); Д - камера клапана за­	Скважинная
полнена демпфирующей жидкостью.	газлифтная камера

В газлифтных клапанах Г роль пружины (см. рис. 4.18, б, позиция 4) выполняет сильфон, заряженный под давлением 0,2 ... 0,7 МПа азотом.

Газлифтные клапаны типа Г по назначению делятся на пусковые и рабочие.

Скважинные камеры с эксцентричным расположением кармана для клапанов являются наиболее совершенными и распространенны­ ми. Они сохраняют проходное сечение в месте установки клапана, равным проходному сечению колонны подъемных труб. Это позво­ ляет проводить все скважинные работы (исследование, промывку призабойной зоны, смену съемных элементов скважинного оборудо­ вания) без извлечения колонны подъемных труб.

Скважинная камера К (рис. 4.20, а) представляет собой сварную конструкцию, состоящую из рубашки 2, выполненной из специаль­ ных овальных труб, и двух наконечников 1 с резьбой насосно-комп-рессорных труб по ГОСТ 633.

В рубашке камеры предусмотрен карман 3 для установки кла­ панов и пробок с помощью набора инструментов канатной техни­ ки через устье скважины, герметизированное оборудованием ОУГ 80x350.

Газ или жидкость (для ингибиторного и циркуляционного клапа­ нов) поступает из затрубного пространства через перепускные отвер­

стия а камер	к клапану. Клапаны и пробки уплотняются в кармане
о	f	г	З а

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

- 1 4 8 -

двумя наборами уплотнительных манжет, для которых предусмотре­ ны посадочные шейки в кармане.

Для фиксации клапанов и пробок в кармане предусмотрены спе­ циальные расточки, в которые входит фиксирующая цанга или кула­ чок фиксатора.

Камера КН (см. рис. 4.20, б) применяется для установок периоди­ ческого газлифта ЛП и имеет газоотводящий патрубок 4, соединяе­ мый с газоотводящим устройством.

Камера КТ (см. рис. 4.20, в) отличается от камеры типа К нали­ чием в верхнем наконечнике направляющей оправки 5, позволяю­ щей для посадки клапанов использовать консольный отклонитель типа О К, обеспечивающий надежность работ в наклонных сква­ жинах.

Управляющее давление для пусковых клапанов - давление газа, нагнетаемого в затрубное пространство скважины. При работе ука­ занных клапанов газ через отверстия проникает в полость, где, воз­ действуя на эффективную площадь сильфона, сжимает его. В резуль­ тате этого шток поднимается, и газ, открывая обратный клапан, по­ ступает в подъемные трубы, аэрируя жидкость в них.

Управляющее давление для рабочих клапанов - давление жид­ кости в колонне подъемных труб. При работе этих клапанов жид­ кость из колонны подъемных труб через отверстие в клапане посту­ пает в полость, где, сжимая сильфон, оттягивает шток от седла и открывает клапан.

Для регулирования режима нагнетания газа предусмотрены смен­ ные дроссели.

Клапаны типов Г-38 и ГР-38 фиксируются в скважинных каме­ рах 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 он выходит из окна, фиксируя клапан.

В клапанах типов 2Г, 5Г, ЗГ фиксирующим элементом служит цанга.

Скважинные камеры обозначаются аналогично скважинному 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 проход­ ное 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.

- 1 4 9 -