Внутрискважинное оборудование

Комлект оборудования скважины газлифтной установки состоит из: скважинных камер, газлифтных клапанов и промежуточного пакера с управлением на гидромеханике и приемным клапаном.

Среди многообразия методов понижения пусковых давлений, базирующихся на удалении части жидкой фазы из подъемной колонны, самым эффективным является использование пусковых газлифтных клапанов, устанавиваемых в скважинных камерах ниже отметки статического уровня жидкой фазы. По способу регулировки газлифтные клапаны функционируют от давления в затрубной полости, давления столба жидкой фазы в насосно-компрессорных трубах и разницы давлений между ними.

Наиболее распространены клапаны, которын управляются затрубным давлением, сильфонного типа серии Г и производимые с условным внешним диаметром 20, 25, 38 мм с интервалом давления зарядки от 2 до 7 МПа .

Технические характеристики газлифтных клапанов
Показатель Г-20 Г-20Р Г-25 Г-25Р 1Г-25 1Г-25Р Г-38 Г-38Р
Условный наружный диаметр, мм 20 20 25 25 25 25 38 38
Рабочее давление, МПа 21 21 21 21 21 21 21 21
Диаметр отверстий сёдел, мм 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0
6,5 6,5 6,5 6,5 6,5 6,5 6,5
8,0 8,0 8,0 8,0
9,5
12,5
Габариты, мм
  диаметр 32,0 32,0 29,0 29,0 32,0 32,0 40,5 40,5
  длина 610 610 485 485 485 485 540 550
Масса, кг 1,5 1,5 1,2 1,2 1,2 1,2 3,0 3,2

В состав газлифтных клапанов Г входят устройство для зарядки, сильфонная камера, пара седло - шток, обратного клапана и механизма фиксации клапана в камере скважины.

Сильфонная камера наполняется через золотник азотом. Регулировка давления в сильфонной камере клапана выполняется на специальном устройстве стенда СИ-32. Сильфонная камера представляет собой герметичную сварную емкость высокого давления, ключевой рабочий орган которого - многослойный сильфон из металла. Пара седло - шток представляет собой запорное устройство клапана, к которому газовая среда поступает через отверстия в кармане скважинной камеры.

Герметизация напора поступающего газа обеспечена 2-мя комплектами манжет. Обратный клапан требуется для исключения перетока жидкой среды из подъемных труб в затрубную полость скважины.

Газлифтные клапаны Г классифицируются по назначению на пусковые и рабочие.

Давлением управляющим пусковыми клапанами является подпор газовой фазы из затрубной полости скважины. Оказывая воздейcтвие на эффективную поверхность сильфона, газ производит его сжатие, что приводит к поднятию штока, и газ, приподнимая обратный клапан вплоть до полного открытия, попадает в подъемные трубы.

Число требуемых к установке клапанов определяется давлением газа в скважине и глубины бурения. Закрытие клапанов происходит последовательно по мере уменьшения уровня в затрубной полости скважины.

Снижение уровня в затрубной полости скважины будет продолжаться до уровня размещения нижнего (рабочего) клапана.

На определенном технологическом режиме скважине надлежит работать посредством рабочего клапана при закрытых пусковых (верхних) клапанах, которые применяются только в пусковом периоде скважины.

Другой тип применяемых клапанов - дифференциальный (КУ-38К и У-25), которые работают от разницы давлений в насосно-компрессорных трубах и затрубной полости.

Используя газлифтные клапана можно управлять поступлением газа, который нагнетается из кольцевой полости в колонну подъемных труб.

Fig83
Технические характеристики скважинных камер
Показатель (1) (2) (3) (4) (5) (6) (7)
Диаметр проходного сечения d, мм 50 50 60 60 62 50 62
Диаметр посадочного отверстия d1, мм 38,5 26,0 38,5 26,0 38,5 38,5 25,0
Рабочее давление, МПа 21 21 21 21 21 21 50
Габариты, мм
  длина 2 600 1 640 2 500 1 740 2 500 3 055 2 760
  ширина 97 76 116 97 116 97 116
  высота 118 108 138 118 136 118 138
Масса, кг 74,8 24,0 68,2 38,0 75,0 60,0 82,5
(1) - К-60А-210; (2) - К-60Б-210; (3) - К-73А-210; (4) - К-73Б-210;
(5) - КН-73А-210; (6) - КН-60А-210; (7) - КТ-73Б-500

Газлифтные клапана в скважинных камерах монтируют специальным инструментом, который спускают на проволоке лебедкой гидравлического действия. Эксцентричность камеры скважины гарантирует при смонтированном клапане наличие свободного прохода в насосно-компрессорных трубах, что обеспечивает выполнение требуемых работы в скважине не поднимая НКТ.

Скважина под эксплуатацию в режиме газлифта может быть оснащена после завершения бурения и вскрытия объекта разработки спуском насосно-компрессорных труб с ложными (глухими) клапанами. По завершению фонтанирования или после уменьшения устьевого давления ложные клапана меняются на рабочие и скважина переводится на эксплуатацию верхних режиме газлифта.

Скважинные камеры нужны для посадки ингибиторных или газлифтных клапанов, циркуляционных или глухих пробок при разработке нефтяных скважин газлифтным или фонтанным способом.

Сильфонная камера является конструкцией, состоящей из рубашки, наконечников и кармана. Рубашка изготавливается из специальных труб овального сечения. Чтобы уплотнить клапан в кармане предусматриваются посадочные поверхности. В кармане камеры есть перепускные отверстия, пропускающие газ к газлифтному клапану. При выполнении работ по ремонту и профилактике в кармане возможна установка циркуляционной пробки, а при потребности отглушение перепускных отверстий - глухой пробкой.

Одним из компонентов внутрискважинного оборудования скважин, работающих на газлифте, является промежуточный пакер с управлением на гидромеханике. Пакер нужен для изоляции затрубной полости скважин от трубного пространства, а также разделения зон затрубной полости, расположенных относительного него выше и ниже.

Fig84
Промежуточный пакер ПН-ЯГМ с гидромеханическим управлением:
1 — муфта; 2 — упор; 3 — манжета; 4 — ствол; 5 — обойма; 6 — конус; 7 — шпонка; 8 — плашка;
9 — плашкодержатель; 10 — винт; 11 — кожух; 12 — поршень; 13 — корпус клапана; 14 — шарик; 15 — седло;
16 — срезной винт

В составе пакера ПН-ЯГМ: уплотняющее устройство, включающее в себя уплотнительные манжеты с обоймами и служащее для изоляции подлежащих разделению полостей ствола скважины, и устройства для крепления пакера в обсадной колонне. Крайнее устройство, которое удерживает пакер от соскальзывания из-за разницы давлений над и под ним, состоит из плашко-держателя, шпонки, плашки и корпуса. Его опускают в скважину на необходимую глубину на конце колонны насосно-компрессорных труб.

Пакер удерживается на месте гидроприводом, который состоит из поршня и кожуха. Процесс выполняется при отсечении перехода пакера приемным клапаном или сбрасываемым шариком и созданием добавочного гидравлического давления во внутренней полости колонны насосно-компрессорных труб.

Уплотнительные манжеты пакера меняют форму под воздействием осевого усилия под весом колонны насосно-компрессорных труб. Проход пакера высвобождается от седла с шариком при росте гидравлического давления до величины необходимой, чтобы срезать винты клапанного устройства, а при использовании приемного клапана - демонтажом его с помощью инструмента канатной техники. Рабочее давление 210 кгс/см2.

Пакер достают из скважины поднимая колонну насосно-компрессорных труб.

Технические характеристики пакеров
Показатель ПН-ЯГМ-140-210 ПН-ЯГМ-136-210 ПН-ЯГМ-132-210 ПН-ЯГМ-122-210 ПН-ЯГМ-118-210
Диаметр эксплуатационной колонны труб, мм:
  условный 178 168 168 146 140
  максимальный внутренний 178 168 168 146 140
Наружный диаметр пакера, мм 140 136 132 122 118
Максимум осевой нагрузки при посадке, кН 100 100 100 80 80
Диаметр отверстия прохода, мм 76 76 76 62 62
Рабочая среда Нефть, газовый кондесат, газ, пластовая вода
Температура рабочей среды, °С, не более 150 150 150 150 150
Габаритные размеры, мм:
  диаметр 140 136 132 122 118
  длина 1880 1880 1880 1655 1655
Масса, кг 64 60 55 47 46


ГАЗЛИФТНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН