Фонтанная эксплуатация нефтяных скважин. Оборудование для эксплуатации скважин фонтанным и газлифтным способами

• Название: Оборудование для эксплуатации скважин фонтанным и газлифтным способами
• Дата: 08.02.2021
• Размер: 1.09 Mb.
• Имя файла: Фонтанная эксплуатация нефтяных скважин.docx
• Тип: Реферат; #174943
• страница: 2 из 4

Подземное оборудование.

При добыче нефти трубы применяются для крепления стволов скважин и для образования каналов внутри скважин, подвески оборудования в скважине, прокладки трубопроводов по территории промысла. Типы применяемых труб весьма разнообразны, но можно выделить три основные группы: 1) насосно-компрессорные трубы; 2) обсадные и бурильные трубы; 3) трубы для нефтепромысловых коммуникаций.

1. Насосно-компрессорные трубы.

Из насосно-компрессорных труб (НКТ) составляются колонны, спускаемые в скважину. Колонны НКТ служат в основном для следующих целей:

• 
  подъема на поверхность отбираемой из пласта жидкости, смеси жидкости и газа или одного газа;
  
• 
  подачи в скважину жидкости или газа (осуществления технологических процессов, интенсификации добычи или подземного ремонта);
  
• 
  подвески в скважине оборудования.
  

Для фонтанного и газлифтного подъемников используются так называемые насосно-компрессорные трубы (НКТ). Используются при гидроразрыве пласта или его солянокислотной обработке, при работах с внутрискважинным оборудованием, при ловильных работах, промывках песчаных пробок, для внутрипромысловых коммуникаций. Для этого типа труб характерны небольшой диаметр, обеспечивающий возможность их спуска в эксплуатационные колонны скважин; высокая прочность, позволяющая использовать их для подъемников в скважинах больших глубин при всех способах эксплуатации скважин, а также конусная резьба.

Насосно-компрессорные трубы отличаются материалом, группами прочности, герметичностью, противокоррозионной стойкостью, резьбой, быстротой стыковки, размерами, сопротивляемостью отложению парафина и солей (рис. 10).


Рисунок 10. Классификация насосно-компрессорных труб.
Гладкие трубы проще в изготовлении, но их концы ослаблены нарезанной на них резьбой. Трубы с высаженными наружу концами имеют одинаковую прочность по основному телу и у резьбы. Эти трубы называются равнопрочными.



Рисунок 11. Схемы типов соединений стальных насосно-компрессорных труб: а – неравнопрочное муфтовое; б – равнопрочное муфтовое с высадкой наружу; в – равнопрочное безмуфтовое с высадкой наружу; г –равнопрочное безмуфтовое с высадкой внутрь; д – равнопрочн равнопрочное муфтовое с приварными резьбовыми концами.
Наибольшее применение к настоящему времени получили стальные цельнокатаные неравнопрочные НКТ с муфтовыми резьбовыми соединениями (рис. 11, а). Неравнопрочность НКТ определяется разницей между площадями сечений тела трубы и в зоне резьбы, где снижение несущей способности пропорционально уменьшению площади сечения.

Неравнопрочные НКТ используются в качестве подъемных труб на скважинах малых и средних глубин. Широкое же их применение объясняется относительной простотой изготовления и меньшей стоимостью.

Трубы с высаженными наружу концами. Резьба нарезана на утолщенной части, что обеспечивает равенство площадей рабочего сечения и сечения по телу гладкой части трубы. Равнопрочные НКТ позволяют примерно на 25% сократить расход металла на колонну НКТ по сравнению с неравнопрочными и значительно увеличить максимальные глубины их спуска.

Новая конструкция. Равнопрочность в этом случае достигается привариванием коротких нарезанных концов труб к трубе с геометрическими размерами и формами примерно соответствующими резьбовой части неравнопрочной НКТ.

В последние годы применяются так называемые безмуфтовые гибкие трубы длиной до 800, а в некоторых случаях 1200—1500 м. Эти трубы выпускаются с прокатного стана полной строительной длины без промежуточных соединений и сматываются в бухту. Они спускаются в скважину со специального агрегата, обычно смонтированного на большегрузной автомашине. На агрегате расположены барабан с намотанными трубами, привод барабана и выпрямляющий узел, располагаемый над скважиной. Колонна труб сматывается с барабана, где она может деформироваться по радиусу барабана, проходит через выпрямляющее устройство (в нем находится около 2 м трубы) и спускается выпрямленная в скважину. За счет сил трения в этом устройстве колонна удерживается в скважине в подвешенном состоянии.

Через такую колонну труб можно подавать жидкость в скважину для промывки песчаных пробок, спускать оборудование для ремонтных и эксплуатационных работ. Естественно, что при таких безрезьбовых гибких трубах резко сокращается время спуска и подъема колонн, ликвидируются трудоемкие работы по свинчиванию и развинчиванию резьбовых соединений. К недостаткам относится громоздкость оборудования для спуска и подъема труб.

Материал НКТ.

НКТ изготовляют главным образом из углеродистых сталей разных групп прочности с пределом текучести от 380 до 750 МПа. В настоящее время начали применяться НКТ из сплава на алюминиевой основе. Прочность сплава ниже минимальной прочности стали для НКТ, однако плотность сплава почти втрое меньше плотности стали, чем и определяется целесообразность применения легкосплавных труб, особенно в агрессивных средах газа или пластовой жидкости, по отношению к которым этот материал более стоек, чем сталь.

Наличие больших, непрерывно увеличивающихся ресурсов алюминия и производственных мощностей для изготовления легкосплавных труб в условиях постепенного роста доли разрабатываемых месторождений нефти и газа с агрессивными средами, а также большое значение, которое имеет уменьшение веса оборудования, в частности НКТ, делают использование легкосплавных НКТ весьма перспективным.

В последнее время делаются попытки использовать полимерные материалы и стекловолокно для изготовления НКТ. Целесообразность этого обусловливается их стойкостью по отношению к большей части агрессивных сред, особенно при высоких концентрациях в них H₂S и СО₂. Кроме того, НКТ из полимеров, как и легкосплавные, имеют малые массы. Однако конструирование и изготовление таких НКТ связаны с решением задачи обеспечения равнопрочности тела трубы и ее стыка, которая оказалась достаточно сложной и пока не решенной.

Примеры условных обозначений насосно-компрессорных труб приведены ниже:

трубы из стали группы прочности Е с условным диаметром 60 мм, толщиной стенки 5 мм:

— 60х5-Е ГОСТ 633-80 — для гладких труб;

— В-60х5 ГОСТ 633-80 — для труб с высаженными наружу концами;

— НКМ-60х5 ГОСТ 633-80 — для высокогерметичных труб;

— НКБ-60х5 ГОСТ 633-80 — для высокогерметичных безмуфтовых труб.

По массе труб допускается отклонение от +6,5 до -3,5% для исполнения труб А (более точное исполнение) и от +8 до -6% для исполнения труб Б (менее точное исполнение).

Внутренний диаметр НКТ проверяется шаблоном длиной 1250 мм с наружным диаметром на 2..2,9 мм меньше номинального внутреннего диаметра трубы (меньшее отклонение для труб небольшого диаметра). На толщину стенки установлен минусовый допуск в 12,5% от толщины.
Трубы изготовляются из сталей следующих групп прочности: Д, К, Е, Л, М, Р:

Группа прочности стали Предел текучести не менее, МПа

Д ………………………………………………………… 379(373)

К ……………………………………………………….... 491

Е ………………………………………………………… 552

Л ………………………………………………………… 654

М ………………………………………………………... 758

Р ………………………………………………………... 930
Кроме того, НКТ могут изготавливаться из алюминиевого сплава марки Д16Т. Этот сплав имеет предел текучести около 300 МПа, предел выносливости 110 МПа. Относительная плотность сплава 2,72. Трубы, изготовленные из алюминиевого сплава, имеют значительно меньшую массу, чем стальные, а прочность их снижается меньше (в 1,25 раз по отношению к группе прочности стали Д, в 1,67 раз — к К и в 1,83 раза — к Е). Таким образом, колонны труб из алюминиевого сплава можно спускать глубже, или они будут иметь большой запас прочности при глубине спуска, одинаковой с глубиной спуска стальных труб.

Трубы из сплава Д16Т обладают и большей коррозионной стойкостью в сероводородсодержащих средах. Особенно повышаются их коррозионная стойкость и износостойкость при толстослойном анодировании.

Внутреннее покрытие НКТ.

В процессе эксплуатации скважин на внутренней поверхности НКТ откладываются парафин, смолы, соли, продукты коррозии. Парафин постепенно почти полностью закупоривает НКТ, что исключает возможность эксплуатации скважины. Для уменьшения интенсивности отложения парафина, солей, смол и защиты труб от коррозии применяются различные покрытия НКТ. Наиболее часто для этого используются стекло, эмали, эпоксидные смолы и лаки. Покрытия наносятся или сразу после изготовления труб до их поставки потребителям на заводах-изготовителях, или самими потребителями, т. е. на нефтегазодобывающих предприятиях.

В последнее время широко применяются НКТ, внутренняя поверхность которых покрыта стеклом, эпоксидными смолами. Менее распространено, но применяется эмалирование труб. Такие покрытия применяются для защиты от отложения парафина на трубах и защиты от коррозии внутренней поверхности труб. Кроме того, они снижают на 20—30 % гидравлические сопротивления потоку.

Покрытие стеклом обладает высокой теплостойкостью и достаточно прочно при небольших деформациях труб. На поверхности стекла не откладывается парафин. Однако покрытие стеклом имеет ряд недостатков. Один из них – образование микротрещин в стекле при покрытии им трубы. В результате образуются очаги коррозии металла и местного отложения парафина у трещин. В настоящее время отрабатывается технология покрытия, уменьшающая трещинообразование. Второй недостаток – разрушение стекла при деформации труб. Причиной этого служат различные модули упругости металла (0,21–106 МПа) и стекла (0.057–106 МПа). Вследствие этого при растяжении металла труб тонкому слою стекла передаются большие усилия, нарушающие его целостность. Это сказывается при больших глубинах подвески труб и при транспортировке их, когда трубы не предохранены от изгиба.

Покрытие труб эпоксидными смолами также хорошо защищает их от отложений парафина. Эпоксидные смолы эластичнее стекла, и при деформации труб смола не трескается. Но она имеет свои недостатки. Температура, при которой можно применять смолы, невысокая – не более 60 °С. Покрытие труб стеклом и эпоксидной смолой рассматривается как эффективное средство борьбы с отложением парафина. То или иное покрытие необходимо выбирать в зависимости от условий эксплуатации.

В последние годы расширяется применение эмалированных труб. Они обладают наиболее прочным покрытием (значительно прочнее стекла), высокой температуростойкостью, морозоустойчивостью и гладкой поверхностью, на которой парафин не откладывается. Для защиты НКТ от агрессивных сред трубы покрываются несколькими слоями эмали. Технология наложения эмали значительно сложнее технологии покрытия стеклом и эпоксидной смолой.

Общий недостаток покрытий то, что место муфтового соединения труб остается незащищенным. В этом месте можно устанавливать эластичные проставки, перекрывающие незащищенное место, или протекторные кольца, потенциал материала которых таков, что кольца корродируют сами, защищая от коррозии близко расположенные участки трубы. Однако такие меры практикуются редко, так как они имеют крупные недостатки.

2. Пакеры

Пакеры при эксплуатации устанавливаются обычно в обсаженной части скважины и спускают их на колонне подъемных труб. В соответствии с назначением для обеспечения надежной работы к пакерам предъявляются следующие основные требования:

• 
  пакер должен выдерживать максимальный перепад давлений, действующий на него в экстремальных условиях, называемый «рабочим давлением»;
  
• 
  пакер должен иметь наружный диаметр, обеспечивающий оптимальный зазор между ним и стенкой эксплуатационной колонны труб, с которой он должен создать после посадки герметичное соединение.
  

Классификация пакеров.

По способу установки в скважине различают пакеры: с опорой на забой и без опоры на забой (или так называемые “висячие” пакеры). Пакер с опорой спускают в скважину с хвостовиком. Преимуществом этого типа пакеров является простота и надёжность конструкций, недостатком - необходимость в дополнительных трубах для хвостовой опоры. Преимущество пакеров без опоры на забой – возможность их установки в любом месте эксплуатационной колонны (без хвостовика).

По способам образования сил, деформирующих уплотнительный элемент, пакеры подразделяются на механические и гидравлические. К первым относят все пакеры, уплотнительная часть которых деформируется от воздействия на него веса колонны труб. Они просты по конструкции и высоконадёжны в работе. К недостатку следует отнести обязательное нагружение их трубами, что не всегда возможно, например, на небольших глубинах их установки.



Рисунок 7. Пакеры: а), б) – гидравлические; в), г) – механические.
К гидравлическим (рис. 12, а) и б)) относят все пакеры, резиновые элементы которых деформируются и герметизируют колонну за счёт перепада давлений сверху и снизу пакера. Преимущество таких пакеров – способность воспринимать перепады давления 50 МПа (500 кгс/см³) и более; недостаток – сравнительная сложность конструкции.

Основным узлом всех типов пакеров является уплотнительный элемент из специальной резины, который при воздействии внешней силы расширяется и, упираясь в стенки труб, разъединяет верхнюю часть колонны этих труб от нижней, находящейся под пакером.

Уплотнители для эксплуатационных нужд подразделяются по своему назначению.

1. Уплотнители, применяемые при отборе нефти и газа из пласта в случае:

а) оборудования, требующего создания в скважине двух изолированных каналов (например, НКТ и уплотнение снизу пространств между НКТ и обсадными трубами при раздельной эксплуатации нескольких пластов);

б) беструбной эксплуатации (подъеме жидкости по обсадной колонне, в нижней части которой установлено уплотнение);

в) предохранения от выброса при газопроявлениях (пакер с клапаном-отсекателем).

2. Уплотнители, применяемые при исследовании или испытании в случае:

а) раздельного исследования пластов, вскрытых одной скважиной;

б) проверки герметичности обсадной колонны или герметичности изоляции пластов цементным кольцом.

3. Уплотнители, применяемые при воздействии на пласт или его призабойную зону при:

а) гидроразрыве пласта;

б) поддержании пластового давления;

в) подаче в пласт теплоносителей.

Итак, по восприятию перепада давления пакеры подразделяются так:

1. 
   ПВ - усилие направлено от перепада давления вверх;
   
2. 
   ПН - усилие направлено от перепада давления вниз;
   
3. 
   ПД — двустороннего действия (усилие от перепада давления направлено как вверх, так и вниз).
   

По способности фиксироваться на месте установки пакеры подразделяют:

1. 
   Я - фиксирующиеся якорем;
   
2. 
   Без обозначения - самостоятельно фиксирующиеся.
   

По способу посадки пакеры подразделяют:

1. 
   Г - гидравлические;
   
2. 
   М - механические;
   
3. 
   ГМ - гидромеханические;
   
4. 
   Без обозначения - не требующие посадки.
   

По способу съема пакеры подразделяют:

1. 
   В - вращением;
   
2. 
   Р- разбуриванием;
   
3. 
   И - специальным инструментом;
   
4. 
   Без обозначения - натягом.
   

По исполнению:

1. 
   Без обозначения - нормальное;
   
2. 
   Коррозионностойкие:
   

• 
  К1 — углекислотостойкое (СО; не более 10% об.);
  
• 
  К2 - сероводородостойкое (Н^З и СО2 не более 10% об. каждого I компонента);
  
• 
  КЗ - сероводородостойкое (Нг5 и СО: свыше 10%, но не более I 25% об. каждого компонента);
  

• 
  Т - термостойкое (для рабочих сред с температурой более 150°С).
  

Условное обозначение пакера должно включать: тип, число проходных отверстий (для многопроходных пакеров), вид по способности фиксироваться, способы посадки и съема, наружный диаметр, максимальный перепад давления и исполнение.

Пакер ПВ-Я-118-14 расшифровывается как, пакер с усилием, направленным вверх, однопроходный, фиксируемый отдельным устройством, не требующий посадки, освобождающийся натягом, наружным диаметром 118 мм, воспринимающий перепад давления 14 МПа, нормального исполнения.


Рисунок 13. Конструкция пакера ПН-ЯМ:

а - пакеры с наружными диаметрами от 150 до 165мм;

1 - головка пакера; 2 - упор манжет; 3 - манжеты; 4 - конус; 5 - плашка; 6 - плашкодержатель; 7 - цилиндр; 8 - захват; 9 - корпус фонаря; 10 - башмак фонаря; 11 - замок, ограничивающий взаимное передвиже­ние ствола пакера и лишних деталей: 12 - гайка; 13 - палец замка: 14 - ствол пакера.
Пакеры способны воспринимать усилие от перепада давления, направленного как вверх, так и вниз, могут оставаться в скважине и выполнять свои функции и без колонны подъемных труб, которую извлекают после посадки пакера. В этом случае для отсоединения колонны труб от пакера и повторного соединения ее с пакером применяются разъединители колонн типов РК, ЗРК, 4РК, устанавливаемые над пакером. В оставляемую с пакером часть разъединителя перед разъединением при помощи канатной техники устанавливается пробка, перекрывающая пласт, а извлекаемая часть разъединителя поднимается вместе с колонной подъемных труб. Пример обозначения разъединителя колонн: РК 89/145-80-350. РК - разъединитель колонн; 89 - условный диаметр, мм; 145 - диаметр пакера, мм; 80 - - диаметр проходного отверстия, мм; 350 - рабочее давление, кг/см².

3. Клапаны.

• Клапаны – отсекатели.

Клапаны – отсекатели предназначены для автоматического перекрытия колонны НКТ и отсечки потока продукции скважины при нарушении установленного режима ее эксплуатации в результате частичного повреждения или полного разрушения устьевого оборудования, нарушения герметичности эксплуатационной колонны скважины, затрубное пространство которой загерметезировано пакером. При обустройстве скважин пакер и клапан – отсекатель обычно устанавливают непосредственно над продуктивным горизонтом.

Забойные клапаны – отсекатели должны отвечать следующим требованиям:

• надежно автоматически перекрывать колонну НКТ при всех возможных нарушениях режима эксплуатации скважины;

• обладать способностью надежно устанавливаться на необходимой глубине и извлекаться без спуска и подъема НКТ;

• обеспечивать возможность проведения различных технологических операций ниже глубины установки клапана – отсекателя, возможность проведения ремонтов устьевого и глубинного оборудования без глушения скважины.

Условное обозначение клапана-отсекателя: К — клапан, А — отсекатель, У — управляемый с устья, без буквы У — автоматический, цифра 1 или буква М — обозначение модели, первое число — условный диаметр колонны подъемных труб для КАУ и условный диаметр клапана — для КА, второе число — рабочее давление. Например: КА-68-35К1 и КАУ-89-70.

Критический дебит, при котором срабатывает автоматический клапан-отсекатель, принимают обычно на 15…20% больше оптимального. Настройка клапана обеспечивается подбором площади проходного сечения сменных штуцеров и усилия пружины. Перепад давления на сменных штуцерах допускается обычно в интервале от 0,1 до 0,7 МПа. Клапан-отсекатель обычно устанавливается в колонне НКТ на ниппель. Устанавливают его путем сбрасывания в колонну НКТ, или с использованием канатной техники, либо с применением специального посадочного инструмента. В нижней части клапан-отсекатель должен иметь замок с фиксатором для посадки на ниппель.

По способу установки клапаны разделяются на съемные и стационарные. Съемные, как правило, могут сниматься с помощью канатной техники после глушения скважины. Стационарные для замены клапана требуют подъема всего пакера.

По видам уплотняющего устройства клапаны-отсекатели подразделяются на тарельчатые, шаровые, поршневые и крановые.

Тарельчатые клапаны, называемые часто «хлопушкой» состоят из корпуса, тарели, седла и возвратной пружины, работающей на кручение.

Шаровые клапаны аналогичны клапанам на штанговых насосах.

Крановые клапаны состоят из корпуса, запорного элемента, представляющего собой шар со сквозным отверстием, системы поворота запорного элемента и седла.

Поршневые клапаны могут перекрывать поток за счет закрытия боковых окон в цилиндре или же садиться на седло аналогично тарельчатым или шаровым. В настоящее время наиболее приспособленными к осложненным условиям эксплуатации оказались поршневые клапаны. Тарельчатые и крановые используются в нагнетательных скважинах.

По системе управления клапаны-отсекатели можно разделить на управляемые механическим толкателем и срабатывающие за счет перепада давления в под- и надпакерной зонах. Последняя система подразделяется на системы, срабатывающие от давления, возникающего в процессе эксплуатации и создаваемого устьевым оборудованием.

Рассмотрим подробнее схемы управления:

а) схема управления клапаном-отсекателем с помощью механического толкателя позволяет надежно фиксировать момент открытия и закрытия клапана. В схеме имеется хвостовик, присоединяемый к скважинному насосному агрегату. Как правило, длина толкателя изменяется от 10 до 30 м, хотя может быть и длиннее. Недостатком такой схемы является необходимость при подъеме колонны НКТ при отсутствии перекрытия ствола скважины, что требует установки устьевого сальника. К тому же, в случае изменения глубины подвески насоса и при других обстоятельствах, требуются извлечение и последующая установка пакера на новой глубине, что связано с обязательным глушением скважины. Клапан-отсекатель с рассматриваемой системой управления не перекрывает скважину в аварийных ситуациях, например при обрыве колонны НКТ и падении ее на пакер.

Однако, несмотря на указанные недостатки и благодаря простоте исполнения, эта схема применяется в промысловой практике;

б) схема управления отсекающим клапаном пакера за счет усилия, возникающего от действия гидростатического давления столба жидкости в скважине, позволяет автоматически управлять клапаном-отсекателем как в аварийных ситуациях, так и при повседневной эксплуатации. Кроме того, в этой схеме пакер-отсекатель и насосная установка работают независимо друг от друга, благодаря чему изменение глубины подвески насоса в процессе эксплуатации скважины не влечет за собой перестановки пакера. К недостаткам этой схемы по сравнению с первой относится необходимость применения более сложного и дорогостоящего оборудования;

в) схема управления отсекающим клапаном пакера за счет импульса давления, создаваемого над клапаном, дает возможность работы без устьевого сальника. Однако для переключения клапана из одного положения в другое необходимо наличие насосного агрегата, что усложняет ее эксплуатацию. Как и в первой схеме, отсекающий клапан не срабатывает при аварийных ситуациях.

Необходимо отметить, что установка пакеров с клапанами-отсекателями имеет следующие существенные недостатки:

• 
  невозможен или крайне затруднен спуск на забой приборов;
  
• 
  при использовании в скважинах с высоким содержанием механических примесей возможно попадание осевших частиц на прием насоса и в механизм пакера, что затруднит его демонтаж;
  
• 
  создает на внутренних стенках обсадной трубы механические повреждения от удерживающих элементов пакеров;
  
• 
  в случае попадания посторонних предметов, как правило, происходит заклинивание клапана-отсекателя или пакера при их подъеме;
  
• 
  в скважинах с осложнениями в виде отложения солей, смол и высокого содержания механических примесей, когда необходимо проводить периодическую чистку забоя и призабойной зоны скважины циркуляцией или желонками в настоящее время необходимо производить извлечение пакера.
  

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

Рис.14. Клапаны-отсекатели типов КАУ-89-35 (а), КАУ-73-50 (б) и КА (в): а, б: 1 — муфта; 2 — уплотнение; 3 — цилиндр; 4 — поршень; 5, 12, 19 — пружины; 6 — переводник; 7—втулка; 8 — толкатель; 9 — корпус седла; 10 — седло; 11— хлопушка; 13 — ось; 14 — кожух; 15 —шар; 16 — плечо; 17 — штифт; 18- втулка; 20 — кольцо; в: 1 — головка,; 2 — уплотнение; 3 — пружина; 4 — шток; 5 — кольцо; 6 — корпус; 7 — дроссель; 8 — седло; 9 — плечо; 10 — шар.




Ниппель 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.
Клапаны отсекатели управляемый КАУ (рис. 14 а, б) управляются с устья скважины через специальную трубку, спущенную совместно с ниппелем.

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.

Клапаны-отсекатели предназначены для перекрытия подъемных труб скважин при разгерметизации устья или при отклонении режима работы скважины от заданных пределов.

Клапаны-отсекатели управляемые КАУ (табл. 1 и рис. 14 а, 6) управляются с устья скважины через специальную трубку, спущенную совместно с ниппелем.
Таблица 1. Техническая характеристика клапанов КАУ.

Параметр	КАУ-89-350	КАУ-73-500
Условный диаметр подъемных труб
(ГОСТ 633), перекрываемых клапаном, мм	89	73
Рабочее давление, МПа	35	50
Диаметр проходного отверстия, мм	35	28
Максимальное давление в системе управления клапаном. МПа
Максимальная температура рабочей среды, К	40	40
Максимальная глубина установки клапана, м	373	373
Габаритные размеры, мм:	200	200
диаметр	70	58
длина	1060	970

• Ингибиторные клапаны.

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

Клапаны КИНГ (рис. 16) устанавливаются в карман скважинкой 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 освобождаются после среза штифта 12.

Клапан в кармане камеры герметизируется 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 давление 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.

Ингибиторный клапан КИНГ спускается в скважину на колонне подьемных труб.

• Разъединитель колонны.

Разъединитель предназначен для соединения колонны подъемных труб с пакером и их разъединения в фонтанных и газлифтных скважинах.



Перед отсоединением колонны подъемных труб от пакера для изоляции пласта в шейку в) разъединителя исполнения 1 (рис. 17, а) с помощью спускового инструмента из комплекта инструментов ИКПГ канатной техникой устанавливается глухая пробка с замком. Головки перьев цанги замка фиксируются в канавке а) штока 3.

Разъединитель отсоединяют толкателем канатной техники из того же комплекта ИКПГ, зацепляемым с шейкой верхней цанги 2.

При отсоединении шток 3 должен находиться в положении, при котором его бурт б) упирается в бурт центратора 5, а перья цанги 2 оказываются у расточки цилиндра 1. Это позволяет им выйти из зацепления со штоком и свободно подниматься совместно с цилиндром при подъеме колонны труб. При дальнейшем подъеме колонны труб нижняя цанга 6 выйдет из зацепления с центратором 5 и останется в скважине со штоком и посаженной в него глухой пробкой, что обеспечит перекрытие пласта.

Соединение разъединителя осуществляется толкателем циркуляционного клапана в обратном порядке. Герметичность соединения штока и цилиндра в рабочем положении в скважине обеспечивается уплотнением 4. Глухая пробка после соединения разъединителя извлекается подъемным инструментом из комплекта ИКПГ.

Разъединитель исполнения 2 (см. рис. 17 б) отличается конструкцией верхнего фиксирующего механизма и креплением нижней замковой цанги.

Извлекаемой частью разъединителя является цилиндр 1, соединенный с упором 10, цангодержателем 11, цангой 6 и центратором 5. Совместно с ними извлекаются гильза 8 и кулачки 9, помешенные в упоре 10. Для разблокировки кулачков 9 гильза 8 с помощью толкателя из комплекта инструментов ИКПГ перемешается вверх, пока фиксатор 7 не попадет в канавку а) цилиндра. В этом положении кулачки 9 попадают в канавку в и освобождают шток 3. При дальнейшем подъеме цилиндра цанга 6 утопает в окне цангодержателя 11 и освобождает шток 3 от зацепления с извлекаемой частью разъединителя.

Разъединитель соединяют толкателем в обратной последовательности. При этом фиксатор 7 должен находиться в канавке а.

Шток 3 герметизируется в цилиндре 1 набором манжет 2. Внутри штока установлена гильза 9, которая с помощью фиксатора 8 и кулачков 6 удерживает шток в положении, заблокированном с цилиндром. Соединение спускается в скважину в заблокированном состоянии, и после посадки пакера для снятия натяжения колонны подъемных труб должно быть разблокировано перемещением гильзы 9 вверх. При этом фиксатор 8 попадает в канавку а, а кулачки 6 – в расточку б, в которой они утопают. В результате шток 3 и цилиндр 1 освобождаются от зацепления и способны перемещаться друг относительно друга и компенсировать удлинение и укорочение колонны подъемных труб.

2. 
   Оборудование газлифтных скважин