3.6. Скважинные клапаны

Скважинные клапаны можно классифицировать по способу установки, назначению, принципу действия, способу управления и типу запорного органа (рис.3.13. [3]).

Рис. 3.13.Классификация скважинных клапанов

К гидравлическим или пневматическим относятся клапаны, открывающиеся или закрывающиеся под действием нагнетаемой или уплотняемой с устья рабочей жидкости или газа.

К механическим относятся клапаны, управляемые канатной техникой.

К гидромеханическим – клапаны, управляемые частично канатной техникой, частично гидравликой.

Циркуляционные и ингибиторные клапаны

В современном скважинном оборудовании для добычи газа, для освоения, глушения и промывки скважины, обработки скважины различными химическими реагентами и других технологических операций применяются циркуляционные клапаны.

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

Различаются клапаны гидравлические, управляемые (открытые и закрытые) давлением жидкости, механические, управляемые инструментами канатной техники, и гидромеханические с применением обоих способов. Циркуляционный клапан открывают восходящим действием механического ясса, а при недостаточности усилий ещё и гидравлическим ясом. Закрывают клапан нисходящими действиями механического ясса.

Клапаны циркуляционные механические КЦМ выпускаются в двух вариантах: с максимальным и малым диаметрами а перепускных отверстий. Клапан КЦМ предназначен для сообщения трубного и затрубного пространства при освоении скважин посредством прямой или обратной промывки, а также его можно использовать для глушения скважин.

Рис. 3.14.Клапаны циркуляционные КЦМ

Клапаны с максимальным условным диаметром перепускных отверстий устанавливаются на колонны подъемных труб над пакером или разъединителем колонны и обеспечивают прямую или обратную циркуляцию жидкости при освоении, промывке пробок и т. п. Клапаны с малым условным диаметром перепускных отверстий устанавливаются ниже ниппеля для клапана-отсекателя и служат для аэрации столба жидкости в скважине при освоении. Циркуляционный механический клапан КЦМ (рис. 3.14. [2]) состоит из скользящей гильзы 6 с перепускными отверстиями 5 и двумя расточками б для плашек толкателя, входящего в комплект инструментов ИКПГ и управляемого канатной техникой. Гильза герметизирована в корпусе уплотнениями 3 и фиксируется в нем в двух положениях – “открыто” и “закрыто” при помощи фиксатора 2 и канавок а.

Толкатель, упираясь в бурт канавки б, перемещает гильзу до совпадения перепускных отверстий 5 и 4, сообщая при этом затрубное пространство с полостью подъемных труб [21].

Клапан закрывается толкателем с противоположной стороны гильзы.

Циркуляционный гидравлический клапан КЦГ предназначен для быстрого глушения скважины в аварийных ситуациях.

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

Клапан (рис. 3.15, а. [2]),) открывается при подаче давления внутрь за счет разности уплотняемых диаметров втулки 1, ствола 3 и золотника 2. При этом золотник, срезая винты 4, спускается по стволу и открывает перепускные отверстия а.

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

Рис. 3.15.Циркуляционные клапаны КЦГ

Клапан (см. рис. 3.15, б [2]) отличается положением и конструкцией втулки 1 и наличием срезных винтов 5 для втулки. При подаче давления внутрь клапана последнее, действуя на торец втулки 1, 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 3, открывая клапан.

Циркуляционный клапан 1КЦГ применяется в фонтанных и газлифтных установках для одновременной раздельной добычи нефти из двух пластов одной скважины.

Клапан 1КЦГ (рис. 3.16.[2]) состоит из корпуса 1, в котором перемещается золотник 4. На наружной поверхности золотника имеются фигурные (длинные и короткие) пазы б, в которые входит фиксатор 5.

Рис. 3.16.Клапан 1КЦГ

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 золотник перемещается вниз до упора. При увеличении давления опорный бурт седла деформируется и седло с шариком падает вниз, освобождая проход клапана. Пружина 7 возвращает золотник вверх. Палец фиксатора при этом переходит в длинный паз золотника и фиксирует его в открытом положении. 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 2КП (рис. 3.17, а [2])) состоит из ствола 1, на который надет дифференциальный золотник 4, поджатый пружиной 3, усилие которой регулируется гайками 2. От диаметрального перемещения золотник предохранен винтами 5, входящими в глухие пазы на стволе 1.

Клапан открывается при избыточном давлении в нем, которое, действуя на разность площадей золотника 4, перемещает его вверх, сжимая пружину. Клапан закрывается усилием пружины при отсутствии избыточного давления в трубах

Циркуляционный клапан ЗКПО ( рис. 3.17, б[2] ) применяется в установках внутрискважинного газлифта.

Рис. 3.17.Циркуляционные клапаны: а-2КП; б-ЗКПО

Клапан состоит из ствола 1, на который надет дифференциальный золотник 4, поджатый пружиной 3, усилие которой регулируется гайкой 2. От диаметрального перемещения золотник предохранен винтами, входящими в глухие пазы на стволе 1.

Клапан открывается при избыточном давлении снаружи, которое, действуя на разность площадей золотника, перемещает его вверх, сжимая пружину, и открывает перепускные отверстия в стволе. Клапан закрывается усилием пружины при снятии избыточного давления снаружи.

Циркуляционный клапан установки УВЛГ (рис. 3.18. [2]) служит для перепуска продукции скважин из затрубного пространства в подъемные трубы при внутрискважинном газлифте.

Рис. 3.18.

В клапане перепускные отверстия корпуса 4 перекрываются золотником 2 при его верхнем положении, в котором он фиксируется фиксатором 1. Посадочный ниппель 5 имеет поверхность б, по которой уплотняется глухая пробка. Канавка а ниппеля служит для фиксации в ней фиксаторов глухой пробки. При посадке глухой пробки в ниппель последняя толкает буртом золотник 2 в нижнее положение, при котором окна на золотнике и в корпусе 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 устанавливаются глухие пробки и циркуляционные клапаны (рис. 3.19. [2]) взамен газлифтных клапанов. Глухие пробки в отличие от циркуляционных клапанов не имеют перепускных отверстий а. Клапаны и пробки изготовляются из базовых деталей газлифтных клапанов, уплотняются в скважинных камерах манжетами 4 и фиксируются в них с помощью кулачкового фиксатора ФК-38 (см. рис. 3.19, а) либо цангой 5 или фиксатором 7 (см. рис. 3.19, в). Перепускное отверстие а при посадке в камеру совпадает с перепускными отверстиями скважинных камер и обеспечивает циркуляцию жидкости между затрубным и трубным пространствами. Пробки и клапаны устанавливаются в скважинных камерах инструментами канатной техники, так же как и газлифтные клапаны Г.

Ингибиторные клапаны предназначены для подачи из затрубного пространства в полость подъемных труб ингибиторов разного назначения в процессе эксплуатации скважины.

Ингибиторный клапан КИНГ (рис. 3.20. [2]) спускается в скважину на колонне подъемных труб. Ингибитор из затрубного пространства через фильтр 8, надетый на корпус 9, поступает через клапан, состоящий из седла 7, шарика 6 и пружины 5. Второй клапан (седло 3 и шарик 2) перепускает ингибитор в подъемные трубы, но препятствует обратному перетоку, если ингибитор не подается.

Давление открытия клапана регулируется усилием пружины 5 за счет необходимого числа съемных регулировочных шайб 4.

Рис. 3.19.

Рис. 3.20.

Система клапанов сдвоена и размещена диаметрально противоположно в головке 1.

Рис. 3.21.

Ингибиторный клапан КИНГС (рис. 3.21. [2]) устанавливается в карман скважинной камеры инструментом ИСК из комплекта КИГК при помощи канатной техники и извлекается цанговым инструментом ИЦ из того же комплекта. Инструментами захватывают клапан за головку 1. Клапан в кармане фиксируется при помощи цанги 11, которая входит в специальную расточку кармана камеры и разжимается в нем буртом корпуса 10, который входит в цангу при посадке.При снятии клапана цанги осво-бождаются после среза штифта 12. Клапан в кармане камеры гер-метизируется уплотнениями 2 и 8 таким образом, что ингибитор из затрубного пространства поступает через перепускные отверстия камеры, отверстие во втулке 3 и клапан, состоящий из седла 4, шарика 5, штока 6 и пружины 7. При помощи втулки 9 клапан настраивается на определенное дав-ление открытия и, открываясь, перепускает ингибитор через втулку 9 и наконечник 14 внутрь полости подъемных труб. Обратный клапан 15 препятствует перетоку жидкости из полости подъемных труб в затрубное пространство.

Клапаны-отсекатели и замки

Клапаны-отсекатели предназначены для автоматического перекрытия колонны НКТ и отсечки потока продукции скважины при нарушении установленного режима её эксплуатации в результате частичного или полного разрушения устьевого оборудования, нарушения герметичности эксплуатационной колонны, затрубное пространство, которой загерметизировано пакером. При обустройстве скважин пакер и клапан-отсекатель обычно устанавливают непосредственно над продуктивным горизонтом, особенно в тех случаях когда скважина может дать грифон.

Клапан-отсекатель обычно устанавливают в колонне НКТ на ниппель путем сбрасывания или с использованием специального посадочного инструмента.

Рис. 3.22.

Ниппель (рис. 3.22.) служит для установки, фиксирования и герметизации в нем клапана-отсекателя, представляет собой патрубок, внутри которого выполнена кольцевая проточка для приема фиксаторов замка клапана-отсекателя. Внутренняя поверхность ниппеля выше кольцевой проточки обработана под посадку уплотнительных элементов клапана-отсекателя. По обоим концам ниппеля нарезана резьба для соединения с колонной НКТ. Ниппель спускают на колонне НКТ и устанавливают выше пакера.

Клапан-отсекатель управляемый КАУ (рис. 3.23, а, б) управляется с устья скважины через специальную трубку, спущенную совместно с ниппелем ( см. рис. 3.22, а) [13, 22].

Клапаны-отсекатели устанавливаются в посадочные ниппели инструментами канатной техники и фиксируются в ниппелях при помощи замков, размещенных в канавке 1.

Клапан-отсекатель в открытом виде с замком ЗК спускается в скважину.

Замок, соединенный со спускным инструментом при помощи канатной техники, фиксирует клапан-отсекатель в посадочном ниппеле таким образом, чтобы канал а оказался у выхода трубки управления ниппеля. Уплотнение клапана в ниппеле достигается за счет манжет 2 и манжет на замке.

Запорным органом клапана-отсекателя КАУ является хлопушка 11, установленная на оси 13, закрепленной в кожухе 14. В закрытом виде хлопушка поджимается к седлу 10 пружиной 12 и давлением среды скважины. Хлопушка открывается толкателем 8, соединенным с поршнем 4, удерживаемым в верхнем положении пружиной 5.При подаче давления через трубку управления в канал а поршень 4 перемещается по цилиндру 3 вниз, размыкая контакт между упором переводника 6 и втулкой 7, в результате чего давление в

Рис. 3.23.

полостях над и под хлопушкой выравнивается. Далее толкатель открывает хлопушку и, входя в кольцо 20, изолирует рабочие поверхности хлопушки и седла от воздействия потока. Перемещение поршня ограничивается упором толкателя в корпус 9. Как только давление в трубке управления будет сброшено или при разгерметизации устья, поршень под действием пружины 5 возвратится в верхнее положение и толкатель освободит хлопушку, которая захлопнется. В клапане-отсекателе КАУ (см. 3.23, б) запорным органом является шар 15, присоединенный к седлу 10 двумя коромыслами 16.

Рис. 3.24.

Герметичность затвора обеспечивается поджатием втулки 18 пружиной 19 и давлением среды скважины на шар. Клапан открывается при подаче давления в канал а. При этом поршень 4 движется до упора толкателя 5 в седло 10 и дальше движется совместно с седлом, что приводит к повороту шара, поскольку он связан штифтами 17 с неподвижным кожухом 14. Ход поршня ограничивается упором толкателя в корпус седла 9. Клапаны-отсекатели КА и 1КА автоматически закрываются при увеличении дебита скважины выше заданного предела на 15-20%. Глубина их установки не связана с возможностями спуска управляющей трубки Клапан-отсекатель КА (см. рис. 3.23, в) с уравнительным клапаном, ввернутым в головку 1, спускается в скважину и замком 13К фиксируется и уплотняется в посадочном ниппеле.В цилиндре 3 с переводником 6 установлен поршень 4, подпираемый пружиной 5, сила которой регулируется кольцами 20. На конце поршня установлены сменный дроссель 21 и седло 10, связанное коромыслом 16 с шаром 15. Шар в корпусе 22 установлен на эксцентричных штифтах 17. При увеличении расхода через дроссель 21 выше расчетного предела поршень с шаром перемещается вверх, сжимая пружину 5. Благодаря кинематической связи седла 10, шара 15 и корпуса 22, шар поворачивается и закрывает проход клапана. В закрытом виде герметичность клапана обеспечивается давлением среды на шар и силой пружины. После выравнивания давления над и под шаром при помощи уравнительного клапана клапан открывается за счет усилия пружины 5, перемещающей поршень с шаром вниз. Настройка клапана на заданный режим осуществляется сменными дросселями 21 и кольцами 20.

Уравнительный клапан КУМ устанавливается на клапане-отсекателе КА. В верхний конец клапана вворачивается замок, при помощи которого вся сборка фиксируется в посадочном ниппеле.

Уплотнение замка герметизирует кольцевое пространство между ниппелем и клапаном-отсекателем. При закрытии клапана-отсекателя он может быть поднят после выравнивания давления над и под ним, что выполняет клапан КУМ.

Замки 13К и ЗНЦВ предназначены для фиксации клапанов-отсекателей, уравнительных клапанов и глухих пробок в местах их посадки в скважинном оборудовании.

Замок 1ЗК (рис. 3.24.) с клапаном-отсекателем или глухой пробкой спускается в посадочный ниппель скважинного оборудования на спускном инструменте из комплекта ИКПГ, установленном внутри муфты 1 на срезном винте 2. Фиксирующим органом замков 13К и ЗНЦВ служит цанга 3, головки перьев которой должны войти и зафиксироваться в расточке ниппеля. Для того чтобы цанга прошла через суженную часть ниппеля, спускным инструментом при помощи ясса отжимается втулка 4 и перья цанги сжимаются. Как только головка цанги войдет в расточку ниппеля, спускной инструмент приподнимается, и пружина 5 возвращает втулку 4 в исходное положение, фиксируя цангу в разжатом положении в канавке ниппеля. Спускной инструмент освобождается от замка после среза винта 2.

Извлекают замок инструментом для подъема из того же комплекта ИКПГ при помощи канатной техники. При этом лепестки цанги освобождаются отжатием втулки 4.

Замок ЗНКВБ-46-35 служит для установки клапанов-отсекателей, газлифтных и циркуляционных клапанов, пробок и др. в скважинных камерах типа НК в морских скважинах.