3.3 Свердловинне обладнання газліфтних установок. Технічні параметри та конструктивні особливості свердловинних камер, газліфтних клапанів

До складу свердловинного обладнання газліфтної установки входять: свердловинні камери, газліфтні клапани, проміжний пакер з гідромеханічним керуванням і приймальний клапан (рис. 3.3).

Крім того, свердловинне обладнання для газліфтного методу видобутку нафти може включати: циркуляційні та інгібіторні клапани; клапани для відсікання потоку рідини; роз’єднувачі колон; телескопічні з’єднання для компенсації температурних розширень; замки для посадки клапанів.

Свердловинне обладнання компонується на колоні підйомних труб, які підвішуються в трубній головці фонтанної арматури.

Свердловинна камера. У свердловинних камерах газліфтних установок в процесі експлуатації свердловин фонтанним, а потім газліфтним способом встановлюються глухі пробки, інгібіторні, циркуляційні та газліфтні клапани. Камери бувають з центральним та ексцентричним розміщенням кишені під клапан. Свердловинні камери з ексцентричним розміщенням кишені є найбільш досконалі і поширені. На рисунку 3.4 представлена свердловинна камера ексцентричним розміщенням кишені під клапан.

1 – приймальний клапан; 2 – пакер; 3 – посадочний ніпель для опресовування колони НКТ; 4 – колона НКТ; 5 – газліфтний робочий клапан; 6 – газліфтний пусковий клапан; 7 – колонна головка; 8 – фонтанна арматура

Рисунок 3.3 – Схема розміщення свердловинного обладнання газліфтної установки

Для стаціонарних газліфтних клапанів використовують газліфтні оправки.

Умовні позначення камер: К – свердловинна камера без газовідвідного пристрою, КН – те ж, з газовідводом, КТ – без газовідводу з напрямом для відхилювача ОК.

Рисунок 3.4 - Свердловинна камера з ексцентричним розміщенням кишені під клапан

Таблиця 3.2 – Технічна характеристика свердловинних камер

Параметр	К-60А-210	К-60Б-210	К-73А-210	К-73Б-210	КН-73А-210	КН-60А-210	КТ-73Б-500
Діаметр прохід-ного отвору, мм	50	50	60	60	62	50	62
Діаметр посадочного отвору, мм	38,5 40,0	26,6 26,6	38,5 40,0	26,6 26,6	38,5 40,0	38,5 40,0	25,0 25,0
Робочий тиск, МПа	21	21	21	21	21	21	50
Габаритні розміри, мм: довжина L ширина В висота Н	2600 97 118	1640 76 108	2500 116 138	1740 97 118	2500 116 136	3055 97 118	2760 116 138
Маса, кг	74,8	24,0	68,2	38,0	75,0	60,0	82,5

Газліфтні клапани призначенні для автоматичного сполучення чи роз’єднання в заданий момент часу трубного із затрубним простором у свердловині.

Їх класифікують:

• за призначенням (пускові і робочі);

• за принципом керування (які керуються тиском нагнітаючого газу, тиском газорідинної суміші в підйомних трубах, і керування перепадом трубного і затрубного тисків);

• за способом розміщення в колоні підйомних труб (ексцентричні і центральні);

• за типом чутливого елементу (сильфонні, пружинні, мембранні та комбіновані);

- за способом встановлення – (зйомні і стаціонарні).

Циркуляційні клапани призначені для з’єднання затрубного простору з внутрішньою порожниною НКТ.

Застосовуються в період фонтанування, для освоєння,

глушіння і промивання свердловини різними хімічними реагентами.

Інгібіторні клапани призначені для подачі через затрубний простір в колону НКТ різного роду інгібіторів корозії.

Клапани для відсікання потоку рідини призначені для герметичного перекриття НКТ при відхиленнях від заданого режиму роботи, розгерметизації устя та при виникненні пожежі.

Замки призначені для фіксації клапанів відсікання і зрівноваження клапанів в колоні НКТ.

Випускаються на тиск Р = 35 і 70 МПа. Можуть працювати при t = 150 ⁰С, 10 % СО₂ і Н₂S, d_пр.отв = 45 мм.

Телескопічні з’єднання призначені для компенсації температурних змін довжини колон НКТ, компенсують зміни до 700 мм.

Роз’єднувачі колон призначені для від’єднання або приєднання колон НКТ у свердловині від пакера.

В процесі експлуатації свердловин застосовують різні методи зниження пускового тиску, які базуються на видаленні частини рідини з підйомної колони. Найбільш ефективним є застосування пускових газліфтних клапанів. Пускові клапани забезпечують пуск свердловини методом аерації при послідовно автоматичному збільшенні глибини введення газу. При роботі свердловини на усталеному режимі пускові клапани залишаються весь час закритими, а газ подається через робочі клапани. Керуючим тиском для цих клапанів є тиск газорідинної суміші у колоні підйомних труб.

Відкривання і закривання газліфтного клапана здійснюється чутливим елементом, який настроюється до установки клапана в свердловину на відповідне зусилля. Чутливим елементом в клапанах може бути сильфонна або мембранна камера, пружина або комбінація їх.

Широке використання у нафтогазовидобувній промисловості знайшли газліфтні клапани з сильфонним чутливим елементом.

Умовне позначення клапанів: Г - газліфтний клапан сильфонного типу; число після букви - умовний зовнішній діаметр клапана в мм; Р - робочий газліфтний клапан, без букви Р - пусковий; одиниця перед буквою Г - номер моделі.

Газліфтні клапани Г (рис. 3.5) складаються з пристрою для зарядки, сильфонної камери, пари шток-сідло, зворотного клапана і пристрою фіксації клапана в свердловинній камері. Сильфонну камеру заряджають азотом через золотник, встановлений у вкрученому заряднику. Тиск в сильфонній камері клапана регулюють через зарядник на спеціальному стенді. Сильфонна камера – герметична зварна посудина високого тиску, основним робочим органом якої є металевий багатошаровий сильфон.

Пара шток-сідло – запірний пристрій клапана, до якого газ поступає через отвір, що сполучається із кільцевим простором через вікна свердловинної камери. Отвір розташований між двома комплектами манжет. Завдяки отвору створюється герметичний канал для надходження газу, що нагнітається із кільцевого простору.

Зворотний клапан 7 призначений для запобігання перетікання рідини з колони НКТ в кільцевий простір свердловини.

Газліфтні клапани Г за призначенням, поділяються на пускові і робочі. Регулювальним тиском для пускових клапанів (рис. 3.5 а, б) є тиск газу, що нагнітається в кільцевий простір свердловини. При їх роботі газ через отвори А проникає в порожнину, де впливаючи на ефективну площу сильфона, стискає його, внаслідок чого шток піднімається, і газ, відкриваючи зворотний клапан, поступає в колону НКТ та аерує рідину.

Газ, що нагнітається, знижує рівень рідини в кільцевому просторі нижче першого клапана. При цьому через отвір клапана газ поступає у підйомні труби, рівень рідини підвищується. Поступово рівень рідини в кільцевому просторі знижується і відкривається другий клапан. Перший клапан при цьому закривається і аерація відбувається через другий клапан.

Число клапанів залежить від тиску газу, підведеного до свердловини та її глибини. Закриваються вони послідовно по мірі зниження рівня в кільцевому просторі свердловини в момент, коли перепад між тиском в кільцевому просторі і в колоні НКТ, що діє на клапан, досягає заданого значення. Зниження рівня рідини в кільцевому просторі свердловини триває до глибини розташування нижнього (робочого) газліфтного клапана. На заданому технологічному режимі свердловина працює через робочий газліфтний клапан при закритих верхніх (пускових) клапанах, які використовуються тільки в період пуску свердловини.

а, в – клапан закритий; б, г – клапан відкритий;

1 – вузол зарядки; 2 – корпус; 3 – сильфон; 4 – шток; 5 – сідло; 6 – корпус сідла; 7 – вузол зворотного клапана; 8 – штуцер

Рисунок 3.5 – Пусковий (а, б) і робочий (в, г) сильфонні газліфтні клапани

Тиском керування для робочих клапанів (рис. 3.5 в, г) є тиск рідини в колоні НКТ. При роботі цих клапанів рідина з колони НКТ через отвір Б в клапані поступає в порожнину В, через отвір Д в сідлі проходить в порожнину під сильфон і, стискаючи його, відтягує шток від сідла і відкриває клапан. Застосування газліфтних клапанів дозволяє автоматично регулювати надходження газу, що нагнітається з кільцевого простору в колону НКТ.

Газліфтні клапани в свердловинних камерах встановлюють спеціальним канатним інструментом (канатною технікою), що спускається на дроті лебідки з гідроприводом. Ексцентричність камери забезпечує при встановленому клапані збереження вільного проходу НКТ, що дозволяє виконувати необхідні роботи в свердловині без підйому НКТ, без глушіння і наступного освоєння свердловини. Завдяки цьому свердловина під газліфтну експлуатацію може бути обладнана безпосередньо після закінчення буріння шляхом опускання НКТ з глухими клапанами (пробками). Після закінчення фонтанування або після зниження устьового тиску глухі клапани замінюються на робочі і переводять свердловину на газліфтну експлуатацію.

Таблиця 3.3 – Технічна характеристика газліфтних клапанів

Параметр	Г-20	Г-20Р	Г-25	Г-25Р	1Г-25	1Г-25Р	Г-38	Г-38Р
Умовний зовнішній діаметр, мм	20	20	25	25	25	25	38	38
Робочий тиск, МПа	21	21	21	21	21	21	21	21
Діаметр прохідного отвору сідла, мм	5,0	5,0 6,5	5,0 6,5 8,0	5,0 6,5	5,0 6,5 8,0	5,0 6,5	5,0 6,5 8,0 9,5 12,5	5,0 6,5 8,0
Робочий хід сильфона на стиск, мм	4	4	4	4	4	4	6	6
Діапазон тисків заряджання сильфона, МПа	2-7	2-7	2-7	2-7	2-7	2-7	2-7	2-7
Габаритні розміри, мм: діаметр довжина	32,0 610	32,0 610	29,0 485	29,0 485	32,0 485	32,0 485	40,5 540	40,5 550
Маса, кг	1,5	1,5	1,2	1,2	1,2	1,2	3,0	3,2