3.3.2. 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. 

3.3.3. 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.