Технические характеристики клапанов ГМ-8 и ГМ-45Р

 

Условный диаметр клапана, мм............................................................... 45

Рабочее давление клапана при максимальном давлении зарядки

клапана, МПа............................................................................................. 35

Давление зарядки мембранной камеры, МПа:

минимальное........................................................................................... 3

максимальное.......................................................................................... 10

Рабочая среда............................................................нефть, газ, пластовая вода

без агрессивных компонентов

Максимальная температура рабочей среды, К....................................... 373

Рабочий агент мембранной камеры......................................................... азот

Габаритные размеры, мм:

диаметр.................................................................................................... 48

длина........................................................................................................ 410

Масса, кг, не более.................................................................................... 3

 

Газлифтный клапан устанавливается в карман скважинной камеры при помощи специального посадочного инструмента. Клапан захватывается этим инструментом за замок, закрепляе­мый на переводнике 1, и при закачке жидкости в насосно-компрессорные трубы вставляется в карман скважинной камеры. Для герметичности разобщения полостей рабочей и обслужива­ющей колонны служат уплотнительные манжеты 2.

При работе клапанов, управляемых давлением газа в затрубном пространстве, газ проходит через отверстия а и действует на мембрану 7. Когда давление газа превысит давление зарядки клапана, мембрана отожмется, газ поступит в полость б, откроет обратный клапан и через боковое отверстие в поступит в трубу.

При работе клапанов, управляемых давлением газожидкост­ной смеси в трубах, жидкость через отверстие д обратного кла­пана поступает в полость б. Когда давление жидкости в полости г превысит давление зарядки клапана, мембрана 7 отожмется и откроет доступ нагнетаемому газу через отверстие а.

Стационарный газлифтный клапан ГПТС-38-210 (рис. 4.7.6) отличается от кла­пана Г-38Р отсутствием уплотнительных ман­жет и исполнением корпуса 7, ко­торый выполняет функцию переводника и имеет на нижнем конце ко­ни­чес­кую трубную резьбу для установки клапана в стационарной скважинной ка­ме­ре.

Рис. 4.7.6. Газлифтный клапан ГПТС-38-210:

1 — золотник; 2 — клапан; 3 — сильфонная камера; 4 — кожух; 5 — шток; 6 — корпус седла; 7 — корпус

Скважинные камеры

 

В скважинных камерах газлифтных установок в процессе эк­сплуатации скважины фонтанным и затем газлифтным способа­ми устанавливаются глухие пробки, ингибиторные, циркуляци­онные и газлифтные клапаны.

По конструктивному исполнению скважинные камеры мож­но классифицировать следующим образом [20] (рис. 4.7.7).

Рис. 4.7.7. Классификация скважинных камер

 

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. 4.7.8, 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 для 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.

Рис. 4.7.8. Скважинные камеры:

а — К; б — КН; в — КТ

Камера КН (см. рис. 4.7.8, б)применяется для установок пе­риодического газлифта ЛП и имеет газоотводящий патрубок 4, соединяемый с газоотводящим устройством.

Камера КТ (см. рис. 4.7.8, а)отличается от камеры типа К наличием в верх­нем наконечнике направляющей оправки 5, позволяющей для посадки кла­па­нов использовать консольный отклонитель типа ОК, обеспечивающий на­деж­ность работ в на­клонных скважинах. Техническая характеристика камер при­ве­де­на ниже. Для морских газлифтных скважин с подводным расположением устья применяют оригинальные двухканальные скважинные камеры КН-60Д-350 (рис. 4.7.9, а)и 1КН-60Д-350 (рис. 4.7.9, б).