Скважинное оборудование для газлифтного способа добычи нефти

Газлифтные клапаны

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

Все известные газлифтные клапаны можно классифицировать следующим образом:

по назначению - пусковые и рабочие;

по принципу управления - управляемые давлением нагнетаемого

газа;

управляемые давлением газожидкостной смеси в подъемных трубах и управляемые перепадом трубного и затрубного давлений;

по способу размещения в колонне подъемных труб - эксцентрично расположенные и центральные;

по типу чувствительного элемента клапана - сильфонные, пружинные, мембранные и комбинированные;

по способу установки — съемные и стационарные. Пусковые клапаны обеспечивают пуск скважины методом аэрации при последовательном автоматическом увеличении глубины ввода газа. При работе скважины на установившемся режиме пусковые клапаны остаются все время закрытыми, а газ подается через рабочие клапаны. Управляющим давлением для этих клапанов является давление газожидкостной смеси в колонне подъемных труб.

При непрерывном газлифте в качестве нижнего рабочего клапана можно использовать пусковой, отрегулированный на открытие при Давлении, соответствующем глубине ввода газа.

Открытие или закрытие газлифтного клапана осуществляется чувствительным элементом, который настраивается до установки клапана в скважину на определенное усилие. Чувствительным элементом в клапанах может быть сильфонная или мембранная камера, пружина или их комбинация.

Клапаны с сильфонными, пружинными и комбинированными чувствительными элементами могут быть уравновешенными и неуравновешенными. Для уравновешенных клапанов давления открытия и закрытия равны.

Широкое применение в нефтедобывающей промышленности нашли газлифтные клапаны с сильфонным чувствительным элементом. Сильфонную камеру клапана заряжают азотом, давление которого в ней для правильной работы клапана должно быть увязано с параметрами скважины и нагнетаемого газа.

Основными узлами неуравновешенного сильфонного газлифтного клапана, управляемого давлением нагнетаемого газа (рис. 3.7 а, б), являются корпус, узел зарядки, сильфон, шток, седло и обратный клапан, предотвращающий обратный переток жидкости, что особо важно при установке пакеров, посадка которых осуществляется гидравлическим или гидромеханическим способами.

Клапан работает следующим образом: давление азота в сильфонной камере действует на его эффективную площадь и создает силу, прижимающую шток к седлу.

Давление нагнетаемого газа в затрубном пространстве и давление газожидкостной смеси в колонне подъемных труб стремятся открыть клапан (см. рис. 3.7 а). Баланс сил в клапане непосредственно перед открытием имеет следующий вид

где р_с - абсолютное давление в сильфонной камере, МПа; р_т - абсолютное давление нагнетаемого газа на глубине ввода в клапан, МПа; р_г - абсолютное давление газожидкостной смеси в колонне подъемных труб на глубине расположения клапана, МПа; Sэф - эффективная площадь сильфона, см²; S₀ - площадь проходного сечения седла клапана, см².

Эффективная площадь сильфона определяется в зависимости от наружного (Rн) и внутреннего (Rв) радиусов гофра сильфона:

Отношение площадей Sо/Sэф = R определяет степень неуравно-вешенности клапана.

Исходя из (3.1) давление в сильфонной камере и давление нагнетаемого газа, при котором клапан откроется, определяют соответственно по уравнениям:

Конструктивное исполнение газлифтных клапанов представлено в [1].

Клапаны фиксируют в скважинных камерах специальными фиксирующими устройствами, выполненными в виде самостоятельного изделия либо в виде узла самого клапана. 

Клапаны Г-38 и Г-38Р фиксируют при помощи кулачкового фиксатора ФК-38 (рис. 3.8), который наворачивают перед спуском на посадочную головку 3. При посадке клапана в скважинную камеру выступ кулачка 6 задевает за край кармана камеры и кулачок, поворачиваясь, утопает в окне а, обеспечивая проход фиксатора в расточку кармана. Когда окно совпадает с расточкой, кулачок под действием пружины 9 выходит из окна и своим выступом фиксирует клапан в расточке кармана.

При извлечении фиксатора с клапаном из скважинной камеры при помощи инструмента канатной техники срезается штифт 5, шток отключения 4 поднимается и освобождает кулачок, выступ которого под действием пружины утапливается в окне фиксатора, позволяя извлечь клапан.

Техническая характеристика кулачкового фиксатора ФК-38

Условный наружный диаметр, мм 38

Длина хода штока отключения, мм   10

Усилие среза штифта при съеме, кН 5,5

Диаметры захватной головки, мм;

Для посадки   35

Для съема 34,5

Габаритные размеры, мм:

Диаметр 44

Длина .. Масса, кг.

Эксплуатация газлифтных клапанов Г показала, что при нестабильных условиях работы скважины, несмотря на демпфирующие свойства сильфонов, при работе клапанов наблюдаются колебания штока и удары его о седло, вызывающие разрушение пары шток - седло. Для устранения указанного недостатка создан клапан, рассчитанный на высокое рабочее давление с дополнительным демпфирующим устройством.

Демпфирующее устройство клапана Г-38-70Д представляет собой гидравлическую камеру, встроенную в корпус клапана между сильфонной камерой и седлом клапана. Камеру заполняют полиэтилсилоксановой жидкостью. Шток клапана играет роль поршня и имеет отверстия, через которые перетекает жидкость при осевом перемещении штока, оказывая демпфирующее действие на шток. В остальном конструкция клапана аналогична клапану Г-38.

Газлифтные клапаны Г - съемные, но при необходимости возможна их установка в стационарных скважинных камерах.

Кроме сильфонных клапанов применяются мембранные. Основные узлы такого клапана; мембранная камера и узел обратного клапана. Мембранная камера представляет собой герметичный сосуд высокого давления с основным рабочим органом - резинотканевой мембраной. На наружной поверхности камеры устанавливается резиновая прокладка и зажимается пробкой, через которую заряжают мембранную камеру и регулируют в ней давление азота. Мембрана крепится к корпусу специальными втулками, которые накатываются роликом после их установки на мембраны. Узел мембраны защищается кожухом. Узел обратного клапана состоит из резинотканевых мембран.

Работа клапана аналогична работе клапанов типа Г.

Стационарный газлифтный клапан ГПТС-38 отличается от клапана Г-38Р отсутствием уплотнительных манжет и исполнением корпуса, который выполняет функцию переводника и имеет на нижнем конце коническую трубную резьбу для установки клапана в стационарной скважинной камере.

Скважинные камеры

овок в процессе экс- злифтным способами

устанавливаются глухие пробки, ингибиторные, циркуляционные и газлифтные клапаны.

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 К (рис. 3.9 а) представляет собой сварную конструкцию, состоящую из рубашки 2, выполненной из специальных овальных труб, и двух наконечников 1 с резьбой насосно- компрессорных труб по ГОСТ 633.

В рубашке камеры предусмотрен карман 3 дня установки клапанов и пробок с помощью набора инструментов канатной техники через устье скважины, герметизированное оборудованием ОУГ 80x350.

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

Камера КТ (см. рис. 3.9) применяется для установок периодического газлифта ЛП и имеет газоотводящий патрубок 4, соединяемый с газоотводящим устройством,

Скважинная камера 1КН позволяет раздельный спуск двух параллельных рядов подъемных труб и для этого имеет следующее устройство. В корпус устанавливается воронка, а на патрубок - направляющая. Насосно-компрессорная труба второго ряда спускается с уплотнителем и цангой. Цанга фиксируется в воронке, а уплотнитель герметизирует соединения.

Для стационарных газлифтных клапанов применяются газлифтные оправки, представляющие собой патрубки, диаметр которых равен диаметру насосно-компрессорных труб, спущенных в скважину.

Конструкция газлифтной оправки с боковым размещением газлифтного клапана (рис. 3.11 а, б, в) состоит из патрубка 1, специального переводника 2 с резьбой для установки клапана, специального переводника 7 с резьбой для фиксации клапана. Клапан устанавливается в оправку следующим образом: упор 5 вворачивается в резьбу переводника 7, клапан 4 вворачивается в резьбу переводника 2 и затем упор 5 отворачивается и прижимает клапан. Для предотвращения самоотворота упора предусмотрена контргайка 6.

В оправках газлифтный клапан герметизируется набором манжет на клапане или вворачивается в патрубок 8, а затем совместно с ним в патрубок 1. 

Пакеры и якори

Современные газлифтные установки, как правило, снабжены пакерами для изоляции затрубного пространства скважины от трубного, разобщения зон затрубного пространства, предотвращения пульсирующей работы скважины, более полного использования энергии расширения газа, поступающего из пласта, а также для предотвращения воздействия на забой давления нагнетаемого газа.

В газлифтных установках, применяются эксплуатационные пакеры ПН-ЯМ, ПН-ЯГМ, ПД-ЯГ (1ПД-ЯГ и 2ПД-ЯГ) и ПД-ЯГМ и другие. 

⇐ Предыдущая567891011121314Следующая ⇒

Поделиться: