11.3. Подземное оборудование газлифтной скважины

Насосно-компрессорные трубы, пакера, газлифтные клапана, отсекатели, применяемые при газлифтной эксплуатации, ни по конструкции, ни по типоразмерам не отличаются от применяемых в фонтанных скважинах.

Разъединитель колонны предназначен для оборудования надежного клапана между насосно-компрессорными трубами и подпакерной зоной скважины после установки пакера..

Для этой цели разъединитель выполнен из двух частей – неподвижного штока 3 (рис.II.2), связанного с пакером через муфту «М», подвижного цилиндраI, связанного с НКТ через муфту.

Герметизация частей производится уплотнением 4, а их взаиморасположение –цангой 6.

Отсоединение колонны НКТ производится так. Канал «К» закрывается спускаемой на канате пробкой, устанавливаемой в сужение «Б» и фиксируемой в выемке «а» . Затем толкателем захватывают подвижный цилиндр 3 в цанге 2 и приподнимает его до упора бурта «б» в центратор 5. Дальнейшее перемещение штока 3 вызывает отжим центратора 5 и расцепляет его с цангой 6, что обеспечивает подъем НКТ с цилиндром 1.

Отсоединение толкателя произведет при совпадении местоположения цанги 2 с проточкой «П» в цилиндре 1 и увеличении поперечного сечения устройства.

Скважинная камера– устройство, устанавливаемое в различных интервалах скважины на колонне НКТ для монтажа в ней различного оборудования: пробок, газлифтных ,циркуляционных, ингибиторных клапанов.

Камера представляет собой отклоненную от оси рубашку 2 (рис.II.3), сваренную с двумя наконечниками 1 и и резьбой для присоединения с НКТ. Рубашка выполнена из овальных труб и снабжена караманом 3 с расточками для фиксации устанавливаемых приборов и отверстиями «а» – для поступления газа из затрубного пространства. Такая конструкция скважинной камеры не мешает проведению работ в колонне НКТ - исследование ,промывку и т.д.

Газлифтный клапан– автоматически работающее устройство, обеспечивающее подачу газа в колонну НКТ. Конструкция клапана определяется принципом его срабатывания.

На рис.11.4 показана схема газлифтного клапана сильфонного типа.

Клапан устанавливается в скважинную камеру и герметизируется манжетами 10. Газожидкостная смесь из колонны НКТ поступает через канал «Г» в полости «в» и «а» клапана и сжимает сильфон. Последний приподнимает шток9, открывая доступ газа из затрубного пространства через отверстия в скважинной камере и канал «б» в подъемные трубы. При этом газ отжимает обратный клапан 12, предотвращающий переток из НКТ в затрубное пространство.

Ингибиторный клапанпредназначен для подачи ингибитора из затрубного пространства в подъемные трубы. Он устанавливается в скважинную камеру, герметизируется в ней уплотнениями 2 и 8 (рис.11.5) и фиксируется цангой 11 и корпусом 10.

Ингибитор поступает через отверстия в скважинной камере, канал 3 и клапанный узел, состоящий из седла 4, шарика 5, штока 6 и пружины 7. Усилие прижатия шарика 5 у седла регулируется пружиной 7 и штоком 9, через полый канал которого ингибитор поступает к наконечнику 14, а затем в НКТ.

Переток жидкоси из НКТ предотвращает обратный клапан 15, срабатывающий при превышении давления в НКТ над затрубным.

Циркуляционный клапанобеспечивает циркуляцию жидкости из затрубного пространства скважины в трубы; клапан устанавливается в скважинную камеру, герметизируется в ей уплотнениями 4 и фиксируется цангой 5(рис.11.6.)

Жидкость из затрубного пространства через отверстия в скважинной камере, канал «а» в клапане перетекает к обратному клапану 3 и , отжимая его, поступает в НКТ. Обратный клапан 3 предотвращает переток жидкости из полости НКТ в затрубное пространство. Телескопическое соединение обеспечивает перемещение колонны НКТ при изменении температуры без нарушения ее целостности.

Это достигается двумя взаимно-перемещающимися частями (рис.11.7.) – штоком 3 и цилиндром1, соединенными с НКТ. Герметичность частей обеспечивается уплотнением 2, возможность вращения колонны – продольными фазами в штоке 3 и гайке 5, в которую вставляется шпонка 4.