Свердловинне обладнання, котре використовується при застосуванні газліфтного способу експлуатації продуктивного пласта

До складу свердловинного устаткування газліфтної установки входять свердловинні камери, газліфтні клапани і проміжний пакер з гідромеханічним керуванням.

У процесі експлуатації свердловин застосовують різні методи зниження пускових тисків, що основані на видаленні частини рідини з піднімальної колони. Найбільш ефективне застосування пускових газліфтних клапанів. Пускові клапани встановлюються в свердловинних камерах нижче від статичного рівня рідини. Свердловинні камери розташовуються між піднімальними насосно-компресорними трубами.

Наприклад, газліфтний клапан Г-25Р має такі технічні характеристики:

– умовний зовнішній діаметр – 25 мм;

– робочий тиск – 21 МПа;

– діаметр прохідного отвору – 5 мм;

– діаметри сідел – 6, 5 мм;

– робочий хід сильфона на стискання – 4 мм;

– габаритні розміри: діаметр – 29, 0 мм; довжина – 485 мм;

– маса – 1, 2 кг.

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; число перед буквою Г – номер моделі.

Газліфтні клапани Г складаються з пристрою для заряджання, сильфонної камери, пари шток-сідло, зворотного клапана і пристрою фіксації клапана в свердловинній камері.

Сильфонну камеру заряджають азотом через золотник, установлений у вкрученому зарядникові. Тиск у сильфонній камері клапана регулюють через зарядник на спеціальному пристосуванні стенда СИ-32. Сильфонна камера – герметична зварена судина високого тиску, основним робочим органом якої є металевий багатошаровий сильфон.

Пари шток–сідло є запірним пристроєм клапана, до якого газ надходить через отвір, що повідомляється із затрубним простором через вікна кишені свердловинної камери. Отвір розташований між двома комплектами манжет, завдяки чому створюється герметичний канал для надходження газу, що нагнітається із затрубного простору.

Зворотний клапан призначений для запобігання перетіканню рідини з піднімальних труб у затрубний простір свердловини.

Газліфтні клапани Г за призначенням поділяються на пускові і робочі.

Керуючим тиском для пускових клапанів (рисунок 1.3.4, а, б) є тиск газу, що нагнітається в затрубний простір свердловини. При їхній роботі газ через отвори А проникає в порожнину, де, впливаючи на ефективну площу сильфона, стискає його. В результаті цього шток піднімається і газ, відкриваючи зворотний клапан, надходить у піднімальні труби, аеруючи рідину в них.

Рисунок 1.3.4 – Пусковий (а, б) і робочий (в, г) сильфонні газліфтні клапани:

а, в – клапан закритий; б, клапан відкритий; 1 – вузол зарядки; 2 – корпус; 3 – сильфон; 4 – шток; 5 – сідло; 6 – корпус сідла; 7 – вузол зворотного клапана; 8 – штуцер

Газ, що нагнітається, знижує рівень рідини в кільцевому просторі нижче від першого клапана. При цьому через отвір клапана газ надходить у піднімальні труби, рівень рідини поступово підвищується. В міру експлуатації рівень рідини в кільцевому просторі знижується й оголюється другий клапан. Перший клапан при цьому закривається, й аерізація відбувається через другий клапан.

Число клапанів залежить від тиску газу в свердловині і її глибини. Закриваються вони послідовно в міру зниження рівня в кільцевому просторі свердловини в момент, коли перепад між тисками в кільцевому просторі й у піднімальній колоні, що діє на клапан, досягає заданого. Зниження рівня в затрубному просторі свердловини продовжується до глибини розташування нижнього (робочого) клапана.

На заданому технологічному режимі свердловина працює через робочий клапан при закритих верхніх (пускових) клапанах, використовуваних тільки в період пуску свердловини.

Керуючим тиском для робочих клапанів (рисунок 4, в, г) є тиск рідини в колоні піднімальних труб. При роботі цих клапанів рідина з колони піднімальних труб через отвір Б у клапані надходить у порожнину В, через отвір Д у сідлі проходить у порожнину під сильфон і, стискаючи його, відтягає шток від сідла та відкриває клапан.

Застосування газліфтних клапанів дозволяє автоматично регулювати надходження газу, що нагнітається з кільцевого простору в колону піднімальних труб.

Газліфтні клапани в свердловинних камерах установлюють спеціальним інструментом, що спускається на дроті гідравлічної лебідки. Ексцентричність камери забезпечує при встановленому клапані збереження вільного прохідного перерізу насосно-компресорної труби. Це дозволяє виконувати необхідні роботи в свердловині без витягу НКТ.

Підйом і посадку клапанів можна здійснювати в процесі експлуатації свердловини. Свердловина під газліфтну експлуатацію може бути обладнана після закінчення буріння й розкриття експлуатаційного об'єкта спуском насосно-компресорних труб із глухими (помилковими) клапанами. По закінченні фонтанного періоду чи після зниження гирлового тиску глухі клапани заміняються робочими і свердловину переводять на газліфтне експлуатування.

Свердловинні камери (рис. 1.3.5) призначені для посадки газліфтних чи інгібіторних клапанів, глухих чи циркуляційних пробок при експлуатації нафтових свердловин фонтанним чи газліфтним способами.

Одним з обов'язкових елементів свердловинного устаткування газліфтних свердловин є проміжний пакер із гідромеханічним керуванням. Пакер призначений для ізоляції затрубного простору свердловин від трубного, а також роз'єднання зон затрубного простору, розташованих вище і нижче від його. Пакер застосовується у вертикальних, похилих, глибоких і сильно скривлених свердловинах.

Пакер ПН-ЯГМ складається з ущільнювального пристрою, який уключає в себе ущільнювальні манжети з обоймами й призначеного для герметизації просторів стовбура, що роз'єднуються, свердловин, і пристрою, котрий фіксує пакер в експлуатаційній колоні. Пристрій, що втримує пакер від ковзання через перепад тиску над і під ним, складається з корпусу, шпонки, плашки та плашкоутримувача. Його спускають у свердловину на задану глибину на кінці колони НКТ.

Рисунок 1.3.5 – Свердловинна камера і розміщення в ній газліфтного клапана:

а – свердловинна камера: 1 – наконечник; 2 – сорочка, 3 – кишеня під клапан; 4 – отвори;

б – свердловинна камера з клапаном: 1 – муфта 2 і 5 – патрубок, 3 – кулачковий фіксатор; 4 – газліфтний клапан

Пакер якориться гідроприводом, що складається з кожуха і поршня. Процес здійснюється при перекритті проходу пакера кулькою, що скидається, чи приймальням клапаном і створенням додаткового гідравлічного тиску в середині колони насосно-компресорних труб.

Ущільнювальні манжети пакера деформуються під дією осьового зусилля від ваги колони НКТ. Прохід пакера звільняється від сідла з кулькою при збільшенні гідравлічного тиску до величини, необхідної для зрізу гвинтів клапанного пристрою, а при застосуванні прийомного клапана – витягуванням його інструментом канатної техніки.

Пакер витягають зі свердловини підйомом колони насосно-компресорних труб без додаткових робіт.