1327

смену съемных элементов скважинного оборудования) без извлечения колонны подъемных труб.

Скважинная камера К (рис. 4.7.8, а) представляет собой сварную кон­ струкцию, 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 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 на­ борами уплотнительных манжет, для которых предусмотрены посадоч­ ные шейки в кармане. Для фиксации клапанов и пробок в кармане пре­ дусмотрены специальные расточки, в которые входит фиксирующая цанга или кулачок фиксатора.

Камера КН (см. рис. 4.7.8, б) применяется для установок периодиче­ ского газлифта ЛП и имеет газоотводящий патрубок 4, соединяемый с газоотводящим устройством.

Камера КТ (см. рис. 4.7.8, а) отличается от камеры типа К наличием в верхнем наконечнике направляющей оправки 5, позволяющей для посадки

Скважинная камера 1КН позволяет раздельный спуск двух парал­ лельных рядов подъемных труб и для этого имеет следующее устройст­ во. В корпус 2 устанавливается воронка /2, а на патрубок I - направ­ ляющая 15. Насосно-компрессорная труба второго ряда спускается с уплотнителем 14 и цангой 13. Цанга фиксируется в воронке, а уплотни­ тель герметизирует соединения.

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

Конструкция газлифтной оправки с боковым размещением газлифт­ ного клапана (рис. 4.7.10, а, б, в) состоит из патрубка У, специального переводника 2 с резьбой для установки клапана, специального перевод­ ника 7 с резьбой для фиксации клапана. Клапан устанавливается в оп­ равку следующим образом: упор 5 вворачивается в резьбу переводника 7, клапан 4 вворачивается в резьбу переводника 2 и затем упор 5 отво-

рачивается и прижимает клапан. Для предотвращения самоотворота упора предусмотрена контргайка 6.

В оправках (см. рис. 4.7.10, а , б ) газлифтный клапан герметизирует­ ся набором манжет на клапане, а в оправке (см. рис. 4.7.10, г) он ввора­ чивается в патрубок 8, а затем совместно с ним в патрубок /.

4.8. ПАКЕРЫ И ЯКОРИ

Современные газлифтные установки, как правило, снабжены пакерами для изоляции затрубного пространства скважины от трубного, разобщения зон затрубного пространства, предотвращения пульси­ рующей работы скважины, более полного использования энергии рас­ ширения 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 2Г1Д-ЯГ) и ПД-ЯГМ.

4.9.ЦИРКУЛЯЦИОННЫЕ И ИНГИБИТОРНЫЕ КЛАПАНЫ

Всовременном скважинном оборудовании для газлифтного спосо­ ба добычи нефти, особенно при эксплуатации скважины в период ее естественного фонтанирования, для освоения, глушения и промывки скважины, обработки скважины различными химическими реагентами

идругих технологических операций применяются циркуляционные клапаны.

Циркуляционные клапаны могут спускаться на колонне подъемных труб (центральные, стационарные) либо устанавливаться инструмента­ ми канатной техники в карманах скважинных камер в период работ с их участием (эксцентричные, съемные).

Различаются клапаны гидравлические, управляемые (открытые и за­ крытые) давлением жидкости, механические, управляемые инструмен­ тами канатной техники, и гидромеханические с применением обоих способов.

Клапаны КЦМ выпускаются в двух вариантах: с максимальным и малым диаметрами а перепускных отверстий.

Клапаны с максимальным условным диаметром перепускных отвер­ стий устанавливаются на колонны подъемных труб над пакером или разъединителем колонны и обеспечивают прямую или обратную цир­ куляцию жидкости при освоении, промывке пробок и т. п.

Рис. 4.9.1. Циркуляционные клапаны КЦМ:

Клапаны с малым условным диа­ метром перепускных отверстий ус­ танавливаются ниже ниппеля для клапана-отсекателя и служат для аэрации столба жидкости в скважине при освоении.

Клапан (рис. 4.9.1) состоит из скользящей гильзы 6 с перепускны­ ми отверстиями 5 и двумя расточка­ ми 6 для плашек толкателя, входя­ щего в комплект инструментов ИКПГ

иуправляемого канатной техникой. Гильза герметизирована в корпусе уплотнениями 3 и фиксируется в нем в двух положениях - “открыто” и “закрыто” при помощи фиксатора 2

иканавок а. Толкатель, упираясь в бурт канавки б, перемещает гильзу до совпадения перепускных отвер­ стий 5 и 4, сообщая при этом затрубное пространство с полостью подъемных труб [18].

Клапан закрывается толкателем с противоположной стороны

гильзы.

Техническая характеристика клапанов приведена в табл. 4.9.1. Циркуляционный клапан КЦГ предназначен для быстрого глуше­

ния скважины в аварийных ситуациях.

Клапан КЦГ является клапаном разового действия и открывается при избыточном давлении в подъемных трубах или в затрубном про­ странстве.

Клапан (рис. 4.9.2, а) открывается при подаче давления втгутрь за счет разности уплотняемых диаметров втулки /, ствола 3 и золотника 2. При этом золотник, срезая винты 4, спускается по стволу и открывает перепускные отверстия а.

Таблица 4.9.1

При подаче давления на клапан золотник спускается вместе с втул­ кой после среза винтов 4 за счет разности уплотняемых диаметров ствола и открывает перепускные отверстия а.

Клапан (см. рис. 4.9.2, б) отличается положением и конструкцией втулки У и наличием срезных винтов 5 для втулки. При подаче давле­ ния внутрь клапана последнее, действуя на торец втулки У, вызывает срез винтов 5, и втулка спускается по стволу 3, открывая перепускные отверстия а. При подаче давления снаружи на клапан золотник 2, срезая винты 4, спускается по стволу 2, открывая клапан.

Циркуляционный клапан 1КЦГ (табл. 4.9.3) применяется в фонтан­ ных и газлифтных установках для одновременной раздельной добычи нефти из двух пластов одной скважины.

Клапан (рис. 4.9.3) состоит из корпуса /, в котором перемещается золотник 4. На наружной поверхности золотника имеются фигурные (длинные и короткие) пазы б, в которые входит фиксатор 5.

Клапан спускается в скважину в закрытом положении. Для открытия клапана в него с устья сбрасывается седло 2 с шариком 3 и создается давление в трубах, под действием которого золотникперемещается вниз до упора. При увеличении давления опорный бурт седла деформи­ руется и седло с шариком падает вниз, освобождая проход клапана. Пружина 7 возвращает золотник вверх. Палец фиксатора при этом пе­ реходит в длинный паз золотника и фиксирует его в открытом положе­ нии. В открытом клапане перепускные окна а в корпусе и золотнике совпадают. Для закрытия клапана необходимо сбросить новое седло с шариком и повторить операцию.

Циркуляционный клапан 2КЛ (табл. 4.9.4; рис. 4.9.4, а) состоит из ствола V, на который надет дифференциальный золотник 4, поджатый пружиной 3, усилие которой регулируется гайками 2. От диаметрально­ го перемещения золотник предохранен винтами 5, входящими в глухие пазы на стволе /.

Клапан открывается при избыточном давлении в нем, которое, дей­ ствуя на разность площадей золотника 4Уперемещает его вверх, сжимая пружину. Клапан закрывается усилием пружины при отсутствии избы­ точного давления в трубах.

Техническая характеристика циркуляционных клапанов 2КП

Циркуляционный клапан ЗКЛО (табл. 4.9.5; см. рис. 4.9.4, 6) приме­ няется в установках внутрискважинного газлифта.

Клапан состоит из ствола 7, на который надет дифференциальный золотник 4, поджатый пружиной усилие которой регулируется гай­ кой 2. От диаметрального перемещения золотник предохранен винтами, входящими в глухие пазы на стволе 7.

Клапан открывается при избыточном давлении снаружи, которое, действуя на разность площадей золотника, перемещает его вверх, сжи­ мая пружину, и открывает перепускные отверстия в стволе.

Клапан закрывается усилием пружины при снятии избыточного дав­ ления снаружи.

Циркуляционный клапан установки УВЛГ (рис. 4.9.5) служит для перепуска продукции скважин из затрубного пространства в подъемные трубы при внутрискважинном газлифте, техническая характеристика приведена ниже.

В клапане перепускные отверстия корпуса 4 перекрываются золот­ ником 2 при его верхнем положении, в котором он фиксируется фикса­ тором 7. Посадочный ниппель 5- имеет поверхность б, по которой уп­ лотняется глухая пробка. Канавка а ниппеля служит для фиксации в ней фиксаторов глухой пробки.

При посадке глухой пробки в ниппель последняя толкает буртом зо­ лотник 2 в нижнее положение, при котором окна на золотнике и в кор­ пусе совпадают и открывают клапан.

При извлечении пробки подвижная втулка пробкой перемещается в верхнее положение, закрывая клапан.

При технологических операциях, проводимых при эксплуатации и ремонте газлифтных скважин, в карманы скважинных камер устанавли­ ваются глухие пробки и циркуляционные клапаны (рис. 4 . 9 . 6 ) в з а м е н газлифтных клапанов. Глухие пробки в отличие от циркуляционных кла­ панов не имеют перепускных отверстий а. Клапаны и пробки и з г о т о в л я ­ ются из базовых деталей газлифтных клапанов, уплотняются в скважин­ ных камерах манжетами 4 и фиксируются в них с помощью кулачкового фиксатора ФК-38 (см. рис. 4.9.6, а) либо цангой 5 или фиксатором 7 (см рис. 4.9.6, в). Перепускное отверстие а при посадке в камеру совпадаете