Циркуляционный клапан в газовой скважине


Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Cтраница 1

Клапан механического действия.  [1]

Циркуляционные клапаны механического действия используются, как указывалось выше, РІ тех случаях, РєРѕРіРґР° РїРѕ техническим причинам невозможно создать высокое давление РЅР° устье для передачи требуемого перепада давления РЅР° глубину установки циркуляционного клапана РёР·-Р·Р° прочностных ограничений труб бурильной колонны. Р’ этих случаях РІ РєРѕРјРїРѕРЅРѕРІРєСѓ испытательного оборудования включают циркуляционные клапаны механического типа. РќР° СЂРёСЃ. V.18 приведена схема РѕРґРЅРѕРіРѕ РёР· таких клапанов.  [2]

Циркуляционный клапан механического действия ( скользящая гильза) предназначен для создания сообщения, Р° также разобщения затрубного Рё трубного пространств РїСЂРё глушении или освоении скважины, Р° также РїСЂРё выполнении РґСЂСѓРіРёС… технологических операций. Клапан имеет РЅР° РѕР±РѕРёС… концах резьбу Рё присоединяется Рє колонне РќРљРў РІРѕ время ее СЃРїСѓСЃРєР° РІ скважину.  [3]

Некоторые РІРёРґС‹ скважинного оборудования ( циркуляционный клапан механического действия, телескопическое соединение, трубный разъединитель) включают РІ себя РїСЂРѕС…РѕРґРЅРѕР№ посадочный ниппель как составную часть.  [4]

Подземное оборудование некоторых типов ( циркуляционный клапан механического действия, телескопическое соединение, трубный разъединитель Рё РґСЂСѓРіРёРµ) содержит РїСЂРѕС…РѕРґРЅРѕР№ посадочный ниппель как составную часть.  [5]

Клапан-отсека-тель РљРђРЈ-89-350.  [6]

Осваивают Рё глушат скважины через циркуляционные клапаны КЦМ механического действия, Р° глушат скважины РІ аварийной ситуации - через циркуляционный клапан КЦГ гидравлического действия, срабатывающий РїСЂРё расчетных давлениях, создаваемых как внутри насосно-компрессорных труб, так Рё снаружи. Для подачи РІ скважину ингибиторов разного назначения предусмотрен ингибиторный клапан.  [7]

Р­СЂРѕР·РёРѕРЅРЅРѕРµ действие жидкости, прокачиваемой через открытый циркуляционный клапан механического действия, нарушает его герметичность Рё является причиной утечек Рё нарушения режима эксплуатации скважины.  [8]

Далее, также СЃ помощью канатной техники, открывают циркуляционный клапан механического действия, установленный над пакером. Эту операцию предусматривают РІ скважинах СЃ плохой поглощающей способностью. После нагнетания кислотного раствора РІ лифтовые трубы закачкой РІРѕРґС‹ повышают его уровень РґРѕ открытого циркуляционного клапана, который затем СЃ помощью инструмента, спускаемого РЅР° проволоке, закрывается, Рё кислота залавливается РІ пласт РїРѕРґ действием избыточного давления.  [9]

Практика показывает, что РїСЂРё длительной эксплуатации скважины открытие циркуляционных клапанов механического действия требует проведения значительного числа ударов механическим Рё гидравлическим яссами. Поэтому целесообразно РІРѕ время оснащения скважины полустационарным оборудованием циркуляционный клапан для глушения устанавливать РЅР° трубах так, чтобы открытие клапана осуществлялось ударами вверх.  [10]

РџСЂРё обустройстве скважины полустационарным оборудованием РїРѕ схеме, изображенной РЅР° СЂРёСЃ. 11.7, целесообразнее использовать циркуляционные клапаны механического действия фирмы Бейкер, открытие Рё закрытие которых осуществляется избирательно.  [11]

РџСЂРё этом разъедание ловильных головок, установленных РІ ниппеле замков, заплечиков для перемещения внутренней втулки циркуляционного клапана механического действия, посадочных поверхностей РІ ниппелях Рё РґСЂСѓРіРёС… РїСЂРёРІРѕРґРёС‚ Рє отказам РїСЂРё проведении канатных операций Рё осложнениям. РљСЂРѕРјРµ того, сероводород, проникая РІ кристаллическую решетку металла проволоки или троса, повышает РёС… хрупкость Рё РїСЂРёРІРѕРґРёС‚ Рє преждевременному разрушению.  [12]

Если скважина РЅРµ фонтанирует, то инструментом, спускаемым РЅР° проволоке, извлекают изолирующую заглушку РёР· ниппеля для клапана-отсекателя Рё затем, открыв верхний циркуляционный клапан механического действия, возбуждает скважину газом или аэрацией. Канатные работы проводятся через установленный РЅР° буфере фонтанно-компрессорной арматуры лубрикатор СЃ превентором соответствующего размера, рассчитанным РЅР° ожидаемое пластовое давление.  [13]

РџСЂРё оснащении скважины полустационарным оборудованием над РїР°-керующим устройством ( РїСЂРё однопластовом заканчивании) или над верхним пакером ( РїСЂРё раздельном заканчивании РЅР° несколько пластов) предусматривается установка циркуляционного клапана механического действия СЃ целью глушения скважины.  [14]

Применяются также РєРѕРјРїРѕРЅРѕРІРєРё подземного оборудования для внутрискважинного газлифта ( Р’РЎР“), РєРѕРіРґР° газ отбирается непосредственно РёР· газового пласта путем внутрискважинного перетока, РїСЂРё этом отпадает необходимость его подъема РЅР° поверхность Рё подготовки. Р�спользование РІ такой схеме циркуляционных клапанов механического действия Рё объемного забойного регулятора газа, установленного РІ эксцентричной скважинной камере, позволяет проводить операции РїРѕ регулированию расхода газа, отключению пластов без подъема РќРљРў СЃ помощью инструментов, спускаемых РЅР° проволоке или тросе.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Добыча нефти и газа

При эксплуатации скважин большое внимание должно уделяться надежности, долговечности и безопасности работы, предотвращению открытых газовых фонтанов, защите окружающей среды. Условиям надежности, долговечности и безопасности работы должны удовлетворять как конструкция газовой скважины, так и оборудование ее ствола и забоя.

Подземное оборудование ствола скважины позволяет осуществлять 1) защиту скважины от открытого фонтанирования; 2) освоение, исследование и остановку скважины без задавки ее жидкостью; 3) воздействие на призабойную зону пласта с целью интенсификации притока газа к скважине; 4) эксплуатацию скважины на установленном технологическом режиме; 5) замену колонны насосно-компрессорных (фонтанных) труб без задавки скважины жидкостью. Схема компоновки подземного оборудования скважины показана на рис. 7.1.

Для надежной эксплуатации газовых скважин используется следующее основное подземное оборудование: разобщитель (пакер); колонна насосно-компрессорных труб (НКТ); ниппель; циркуляционный клапан; ингибиторный клапан; устройство для автоматического закрытия центрального канала скважины, которое включает в себя забойный клапан-отсекатель, уравнительный клапан, переходник и замок; аварийный, срезной клапан; разъединитель колонны НКТ; хвостовик.

     Разобщитель (пакер) предназначен для постоянного разъединения пласта и трубного пространства скважины с целью защиты эксплуатационной колонны и НКТ от воздействия высокого давления, высокой температуры и агрессивных компонентов (h3S, CO2, кислот жирного ряда), входящих в состав пластового газа. Колонна НКТ спускается в скважину для предохранения обсадной колонны от абразивного износа и высокого давления, для создания определенных скоростей газожидкостного потока и выработки газонасыщенного пласта снизу вверх. Фонтанные трубы изготовляют из высококачественной стали, цельнотянутыми длиной 5-7м с внутренним диаметром 33, 60, 63, 89 и 102мм. Ниппель служит для установки, фиксирования и герметизации в нем забойного клапана-отсекателя. Он спускается в скважину на колонне НКТ и устанавливается обычно выше пакера.

Циркуляционный клапан обеспечивает временное сообщение цент-рального канала с затрубным пространством с целью осуществления различных технологических операций: освоения и задавки скважины, промывки забоя, затрубного пространства и колонны НКТ, обработки скважины различными химическими агентами и т.д. Клапан устанавливается в колонне НКТ во время ее спуска в скважину и извлекается вместе с ней.

Ингибиторный клапан предназначен для временного сообщения за-трубного пространства скважины с внутренним пространством колонны НКТ при подаче ингибитора коррозии или гидратообразования в колонну. Клапан устанавливается колонне НКТ во время ее спуска и извлекается вместе с ней.

Устройство для автоматического закрытия центрального канала скважины предназначено для временного перекрытия скважины у нижнего конца колонны фонтанных труб при аварийных ситуациях или ремонте оборудования устья.

Оно может устанавливаться в различных местах в НКТ.

Аварийный срезной клапан предназначен для глушения (задавки) оборудованной пакером скважины в аварийной ситуации через затрубное пространство, когда нельзя открыть циркуляционный клапан типа при помощм проволочного приспособления. Устанавливается с колонной НКТ, входит в состав комплекта скважинного оборудования с диаметром эксплуатационной колонны 219 мм на давление 14 МПа.

Скважинное предохранительное оборудование газовых скважин состоит из двух отдельных узлов: 1) разобщителя (пакера); 2) собственно клапана-отсекателя. К пакерам, применяемым вместе с забойными клапанами-отсекателями, предъявляются высокие требования: 1) безотказность в работе; 2) надежность разобщения пласта от трубного пространства; 3) возможность установки на любой заданной глубине; 4) малое время для соединения с колонной НКТ; 5) простота конструкции, минимально возможные основные размеры и металлоемкость; 6) устойчивость к агрессивным фсдам при высоких давлениях и температурах.

Забойные клапаны-отсекатели предотвращают открытое фонтанированиепр повреждении или разрушении устьевого оборудования и колонны НКТ выше места установки забойного клапана-отсекателя. Они служат автоматическим запорным устройством скважины при демонтаже устьевого оборудования, подъеме колонны НКТ из скважины без задавки жидкостью.

Пластовые газы многих газоконденсатных месторождений содержат коррозионные компоненты: сероводород, углекислый газ, кислоты жирного ряда (муравьиную, пропионовую, щавелевую, масляную). Коррозионные компоненты при наличии пластовой минерализованной или конденсационной воды, высоких давлений и температур вызывают интенсивную коррозию металлических обсадных колонн, НКТ, оборудования устья скважин, шлейфов, поверхностного оборудования, промыслов.

При большом содержании сероводорода в газе невозможно использовать обычные скважинные приборы для измерения давлений и температур, проводить геофизические работы в скважинах. Наибольшей коррозии подвергаются тройники, крестовины, катушки, уплотнительные кольца фланцевых соединений, задвижки фонтанной арматуры. Интенсивность коррозии элементов оборудования устья скважин изменяется от 0,1 до 4 мм/год.

Например, срок службы колонн НКТ до обрыва в верхней части и падения на забой скважин на месторождениях Краснодарского края составляет 1-18 мес, нарушение герметичности задвижек фонтанной арматуры происходит в течение 1-2 мес, фланцевых соединений - в течение 46 мес.

Защита внутренней поверхности металлической обсадной колонны и внешней поверхности НКТ осуществляется разобщением пласта и затрубного пространства скважины при помощи разобщителя (пакера) и заполнением затрубного пространства ингибированной жидкостью. Защита другого металлического оборудования скважин от коррозии осуществляется при помощи периодической закачки ингибитора коррозии в призабойную зону пласта или непрерывной его закачки в затрубное пространство скважины с помощью насосов и подачи ингибитора в НКТ из затрубного пространства скважины через специальные ингибиторные клапаны в колонне НКТ.

Page 2

Контрольные, курсовые и дипломные работы! От лучших авторов!

Рейтинг:   / 0

Особенностью пластовых флюидов газоконденсатных месторождений является возможность выпадения конденсата в пласте, стволе скважин и наземных сооружениях в результате снижения давления и температуры.

 Характерным для эксплуатации газоконденсатных месторождений являются многофазность поступающей из скважин продукции и необходимость наиболее полного отделения конденсата.

В связи с этим комплексное разработка газоконденсатных месторождений имеет ряд особенностей по сравнению с разработкой чисто газовых месторождений.

В частности, разработка газоконденсатных месторождений должна обеспечивать оптимальные условия работы пласта с точки зрения наиболее полного извлечения конденсата из недр.

В зависимости от содержания стабильного конденсата, термодинамической характеристики, геологических условий, запасов газа и конденсата, геологопромысловой характеристики и глубины залегания продуктивных пластов, географического положения месторождений и других факторов газоконденсатные месторождения могут разрабатываться без искусственного поддержания пластового давления (на истощение, как чисто газовые месторождения) или с поддержанием давления в пласте.

Калькулятор расчета монолитного плитного фундамента тут obystroy.com Как снять комнату в коммунальной квартире здесь Дренажная система водоотвода вокруг фундамента - stroidom-shop.ru

oilloot.ru

Клапан циркуляционный технологический

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и предназначается для сообщения затрубного пространства с полостью подъемных труб при глушении и освоении скважин.

Известен циркуляционный клапан (см. I а.с. №443161, Е21В 33/14), включающий корпус с радиальными каналами, седло, подпружиненную дифференциальную втулку с буртами на наружной поверхности, уплотнителем, стопорящие элементы, который позволяет создать циркуляцию между затрубным пространством и лифтовой колонной труб.

К недостаткам клапана следует отнести малую надежность в работе, не обеспечение циркуляции жидкости при заданных перепадах давления.

Известен клапан циркуляционный (см. II а.с. №968336), включающий корпус с радиальным отверстием, гайку и мембрану, установленными в радиальном отверстии корпуса между двумя кольцами, имеющими различный внутренний диаметр.

Клапан устанавливается в составе лифтовой колонны труб и опускается в скважину на заданную глубину. Клапан можно открыть как изнутри, так и снаружи, путем создания избыточного давления и разрыва мембраны. Величина давления, необходимого для разрыва мембраны со стороны затрубного пространства, намного меньше, чем величина давления, создаваемого в трубном пространстве. Регулировка клапана на давление срабатывания осуществляется путем изменения внутреннего диаметра колец.

Однако в ряде случаев после разрыва мембраны, например в случае промывки песчаной пробки в лифтовой колонне труб, необходимо продолжение эксплуатации скважины, но осуществить это невозможно из-за необходимости подъема труб на поверхность для замены мембраны.

Необходимо также учитывать условия эксплуатации скважины, например, при штанговой насосной добыче гидростатическое давление в лифтовой колонне труб может значительно превосходить аналогичное давление в межтрубном пространстве, что в свою очередь может привести к преждевременному срабатыванию устройства.

Известно скважинное клапанное устройство (III см. пат. РФ №2011796, Мкл Е21В 34/06), взятое авторами в качестве прототипа и состоящее из патрубка с проходным каналом и радиальным отверстием, с размещенным в нем полым корпусом с отверстиями для прохода жидкости, подпружиненным затвором с фиксирующим выступом и уплотнительной поверхностью для взаимодействия с седлом, подпружиненный вал и втулку, узел фиксации в виде стержней, с фиксирующей канавкой на внутренней поверхности корпуса.

Стержни установлены в затворе с возможностью взаимодействия с выступом вала и втулкой, в крайнем правом положении затвора и размещения в фиксирующей канавке корпуса в крайнем левом его положении.

Недостатком этого устройства является небольшое проходное сечение для пропуска промывочной жидкости, что снижает эффективность проведения работ, связанных с промывкой песчаной пробки, где необходимо иметь высокую скорость потока.

Наличие узла фиксации затвора клапана в открытом положении и сама конструкция, т.е. габаритные размеры не позволяют разработать работоспособную конструкцию для скважины малого диаметра, с обсадными колоннами Ду=168 и 146 мм.

Усилие применяемых пружин из-за малости размеров, и достаточно большого хода, недостаточно для поддержания работоспособности клапана как при его открытии, так и при закрытии.

Необходимость подачи избыточного давления в межтрубное пространство только для открытия затвора, и проведения технологической операции по подаче рабочей жидкости по лифтовой колонне труб в межтрубное пространство, снижает эффективность работы.

Проблематичным является и срабатывание клапана на закрытие, при наличии избыточного давления в лифтовой колонне труб, поскольку перемещение втулки до контакта с фиксирующим выступом подразумевает наличие перепада давления на ней, но по устройству конструкции возникновение такого перепада не наблюдается, т.е. нет гидравлической связи полости под втулкой с затрубным пространством.

Технический результат заключается в возможности освоения скважин, путем создания гидродинамической связи межтрубного пространства с осевым каналом лифтовой колонны труб, через клапан циркуляционный.

Освоение глубоких скважин возможно при оснащении лифтовой колонны труб несколькими идентичными устройствами, разнесенными на глубине скважины, с возможностью их последовательного открытия-закрытия и образованием гидродинамической связи. Это достигается путем подбора сечения кольцевой пружины, исходя из расчетного перепада давления, при котором открывается тарельчатый клапан.

Технический результат достигается с использованием предлагаемого решения, содержащего корпус с осевым каналом и кольцевой проточкой в средней части, в котором расположена кольцевая пружина. Корпус снабжен двумя радиальными отверстиями и седлами с осевым каналом, снабженными уплотнительными кольцами, затвор выполнен в виде двух тарельчатых клапанов, снабженных каждый направляющим, входящим в осевой канал седла, и резьбовым концом, которым каждый из тарельчатых клапанов связан с ответной резьбой, выполненной в теле кольцевой пружины, установленной свободно в кольцевой проточке корпуса.

Анализ изобретательского уровня показал, что совокупность конструктивных элементов в отличительной части формулы изобретения, дающей вышеуказанный технический результат, не выявлено по имеющимся источникам научно-технической и патентной литературы. В совокупности с известными признаками предлагаемое изобретение позволяет решить поставленную задачу.

Это дает основание считать, что изобретение обладает изобретательским уровнем.

Изобретение промышленно применимо, так как экспериментальный образец устройства прошел всесторонние стендовые испытания с положительными результатами.

Конструкция устройства поясняется чертежами где:

- на фиг.1 - конструкция циркуляционного клапана в разрезе в исходном положении;

- на фиг.2 - конструкция циркуляционного клапана в момент образования гидродинамической связи между межтрубным пространством и внутренней полостью устройства, при установке его в составе лифтовой колонны труб;

- на фиг.3 - взаимное положение деталей устройства при поперечном разрезе по оси расположения запорных клапанов.

Клапан циркуляционный состоит из корпуса 1, с верхним патрубком 2 и нижней 3 присоединительной резьбой, для монтажа в составе лифтовой колонны труб.

В осевом канале 4 корпуса 1 выполнена кольцевая проточка 5 и два радиальных отверстия, в которых установлены седла 6, с осевыми каналами 7 и уплотнительными кольцами 8 в канавках. В кольцевой проточке 5 корпуса 1 свободно установлена кольцевая пружина 9, с резьбовыми отверстиями 10, в которых установлены затворы в виде тарельчатых клапанов 11, поджимаемые к посадочной поверхности седел 6, за счет упругих свойств кольцевой пружины 9.

Тарельчатые клапана 11 снабжены направляющей крестовиной 12, которой они входят в осевые каналы 7 седел 6.

Работа клапана циркуляционного технологического

Клапан входит в состав лифтовой колонны труб, за счет соединения с трубами верхним патрубком 2 и нижней 3 присоединительной резьбой, и опускается на заданную глубину.

При подаче избыточного давления в межтрубное пространство скважины, последнее воздействует на площадь поперечного сечения тарельчатых клапанов 11, установленных в седлах 6 корпуса 1, расположенных напротив друг друга.

При расчетном осевом усилии тарельчатые клапана 11 открываются от седел 6, с упругим сжатием к оси корпуса 1 кольцевой пружиной 9.

Жидкость из межтрубного пространства через образовавшийся зазор между седлом 6 и тарельчатым клапаном 11 поступает в осевой канал 4 корпуса 1 и далее по лифтовой колонне труб подается на поверхность. После сброса давления, за счет упругости кольцевой пружины 9, тарельчатые клапана 11 поджимаются к посадочным поверхностям седел 6 с уплотнительными кольцами 8 и изолируют осевой канал 4 корпуса 1 от межтрубного пространства.

При наличии избыточного давления в лифтовой колонне труб и осевом канале 4 корпуса 1, тарельчатые клапана 11 дополнительно поджимаются к посадочной поверхности седел 6.

Перепад давления, при котором осуществляется открытие тарельчатых клапанов 11, можно регулировать за счет подбора расчетным путем поперечного сечения кольцевой пружины 9.

После закрытия гидравлической связи осевого канала 4 корпуса 1, с межтрубным пространством скважины, последняя может эксплуатироваться в режиме подачи пластового флюида на поверхность, сразу после освоения скважин.

Клапан циркуляционный технологический, содержащий корпус с верхним присоединительным патрубком и нижней резьбой, радиальным отверстием с седлом и подпружиненным затвором, отличающийся тем, что корпус снабжен внутренней кольцевой проточкой и седлами с уплотнительными кольцами, установленными жестко в его радиальных отверстиях, затвор выполнен в виде двух тарельчатых клапанов, снабженных каждый направляющим, входящим подвижно в осевой канал седла, причем в кольцевой проточке установлена свободно кольцевая пружина с резьбовыми отверстиями, а тарельчатые клапаны снабжены ответной резьбой и связаны жестко с кольцевой пружиной.

findpatent.ru

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Cтраница 2

Фактор, значительно осложняющий открытие циркуляционного клапана механического действия, - наличие перепада давления между трубным Рё затрубным пространствами. Р’ этих случаях перед открытием скользящей гильзы необходимо как можно точнее определить этот перепад давления Рё РІС‹-равнять трубное Рё затрубное давления. Поэтому необходимо знать плотность Рё высоту столба жидкости РІ затрубном пространстве над пакером. Давление РІ трубах определяют РїРѕ статическому СѓСЂРѕРІРЅСЋ жидкости или замером глубинным манометром. Если давление РІ трубах РЅР° глубине скользящей гильзы больше, чем РІ затрубном пространстве, то для выравнивания его закачивают РІРѕРґСѓ. Небольшое превышение трубного давления ( 1 2 - 2 0 РњРџР°) над затрубным РЅРµ осложняет открытие скользящей гильзы ударами РІРЅРёР·, так как после ее открытия инструмент спускается ниже гильзы Рё переток жидкости РёР· труб РІ затрубное пространство практически РЅРµ оказывает РЅР° него воздействия. Если скользящая гильза открывается посредством ударов вверх, требуется большая осторожность, так как движение жидкости, перетекающей РёР· труб РІ затрубное пространство через небольшой зазор между инструментом Рё стенками труб, резко увеличивает нагрузку РЅР° проволоку. Если давление РІ затрубном пространстве РЅР° глубине скользящей гильзы больше, чем РІ трубах ( РЅР° этой же глубине), то РІ посадочном ниппеле РїРѕРґ пакером устанавливают обратный приемный клапан или глухую РїСЂРѕР±РєСѓ Рё заполняют трубы РІРѕРґРѕР№ или глинистым раствором РґРѕ выравнивания давлений. Даже незначительное превышение затрубного давления над трубным РїСЂРёРІРѕРґРёС‚ Рє РїРѕРґР±СЂРѕСЃСѓ инструмента, обрыву проволоки Рё падению инструментов. Учитывая, что точно определить перепад давления Рё полностью устранить его практически невозможно, лучше РїСЂРё открытии скользящей гильзы иметь РІ лифтовых трубах давление РЅР° 1 0 - 2 0 РњРџР° больше, чем РІ затрубном. Р’ этих случаях следует иметь РІ РІРёРґСѓ, что для открытия скользящей гильзы потребуется большее, чем обычно, число ударов механическим СЏСЃСЃРѕРј.  [16]

После обработки нижнего объекта эксплуатации скважина переводится РЅР° эксплуатацию вышележащего объекта. Перевод осуществляется путем закрытия РѕРґРЅРѕРіРѕ Рё открытия РґСЂСѓРіРѕРіРѕ циркуляционного клапана механического действия, расположенного против объекта, который подлежит эксплуатации. Разработка нефтяных Рё газовых месторождений РїРѕ системе СЃРЅРёР·Сѓ вверх позволяет использовать скважину для поочередной эксплуатации СЂСЏРґР° горизонтов Рё пластов РїРѕ мере РёС… истощения или РїРѕ РґСЂСѓРіРёРј техническим причинам.  [17]

Для проведения возвратных работ СЃ помощью канатной техники необходима полная геолого-эксплуатационная характеристика всех возвратных объектов, подлежащих эксплуатации. Особенно важно знать пластовое давление возвратного горизонта для безопасного открытия очередного циркуляционного клапана механического действия инструментом, спускаемым РЅР° проволоке. Как уже отмечалось, открывают циркуляционный клапан типа скользящая гильза тогда, РєРѕРіРґР° выравнено давление РЅР° СѓСЂРѕРІРЅРµ клапана РІ трубах Рё затрубье. Обычно возврат РЅР° вышележащий РіРѕСЂРёР·РѕРЅС‚ РїСЂРѕРІРѕРґСЏС‚ после прекращения эксплуатации нижележащего объекта.  [18]

Скважины, РІ которых ремонт будет производиться СЃ помощью канатной техники, оснащаются специальным скважинным оборудованием, взаимодействующим СЃ канатным инструментом. Рљ указанному оборудованию относятся: подъемные трубы; посадочные ниппели; циркуляционные клапаны механического действия, СЃРєРІР°-жинные камеры для съемных клапанов, разъединитель колонны, трубный предохранительный клапан-отсекатель Рё ингибиторные клапаны механического действия.  [19]

Скважины, РІ которых текущий ремонт будет проводиться СЃ помощью канатной техники, оснащают специальным скважин-ным оборудованием, взаимодействующим СЃ канатным инструментом. Рљ указанному оборудованию относятся лифтовые РќРљРў фонтанных Рё компрессорных скважин; посадочные ниппели; циркуляционные клапаны механического действия; скважинные камеры для съемных клапанов; разъединитель колонны; трубный предохранительный клапан-отсекатель Рё ингибиторные клапаны механического действия.  [20]

Более надежна конструкция клапана, РІ которой перепуск ингибитора РёР· затрубья РІ трубы также осуществляется РїСЂРё заданном перепаде давления. Предварительно, РґРѕ создания этого перепада, необходимо переместить СЃ помощью инструмента, спускаемого РЅР° проволоке, внутреннюю втулку ( как РІ циркуляционном клапане механического действия, рассмотренном выше), перекрывающую изнутри боковые отверстия для РІРїСѓСЃРєР° ингибитора. Это обеспечивает возможность изолировать вышедший РёР· строя клапанный узел, перекрыв его внутренней перемещающейся втулкой. Однако РІ этом случае закачка ингибитора через клапан исключается. Клапаны этой конструкции нашли применение РЅР° месторождениях Оренбурггазпрома.  [21]

РќР° колонне HRT можно устанавливать любое число проходных посадочных ниппелей РѕРґРЅРѕРіРѕ определенного типоразмера, РЅРµ уменьшая ступенчато РїСЂРѕС…РѕРґРЅРѕР№ диаметр лифта, Рё производить избирательную установку спускаемых РЅР° проволоке устройств РІ любом РёР· РЅРёС…, применяя инструмент РѕРґРЅРѕРіРѕ типоразмера. Проходные посадочные ниппели без установленных РІ РЅРёС… замковых устройств сохраняют максимальное РїСЂРѕС…РѕРґРЅРѕРµ сечение для данного размера лифтовых труб, РЅРµ ограничивая РёС… РїСЂРѕРїСѓСЃРєРЅСѓСЋ способность. Некоторые РІРёРґС‹ скважинного оборудования ( циркуляционный клапан механического действия, телескопическое соединение, трубный разъединитель) включают РІ себя РїСЂРѕС…РѕРґРЅРѕР№ посадочный ниппель как составную часть.  [22]

После монтажа РЅР° устье скважины лубрикатора СЃ превентором закрывают скважину, РІ лифтовые трубы Спускают канатный инструмент СЃ присоединенным устройством для закрытия соответствующего типа циркуляционного клапана, расположенного против горизонта, подлежащего разобщению. Ударами СЏСЃСЃРѕРІ закрывают циркуляционный клапан. Затем РІ посадочный ниппель, расположенный над нижним циркуляционным клапаном, устанавливают глухую РїСЂРѕР±РєСѓ, тип которой должен соответствовать конструкции посадочного ниппеля. Р’ результате посадки глухой РїСЂРѕР±РєРё ранее эксплуатируемый РіРѕСЂРёР·РѕРЅС‚ полностью отделяется РѕС‚ РІРЅРѕРІСЊ РІРІРѕРґРёРјРѕРіРѕ. Далее следует открыть циркуляционный клапан механического действия, предварительно выравнять давление следующим образом. РЎРЅРёР·РёРІ давление РІ трубах РґРѕ атмосферного, следует q помощью агрегата закачать РІ трубы РІРѕРґСѓ Рё после заполнения создать РІ РЅРёС… избыточное давление, равное пластовому давлению РІРЅРѕРІСЊ РІРІРѕРґРёРјРѕРіРѕ горизонта. Тем самым одновременно РїСЂРѕРІРѕРґСЏС‚ опрессовку РќРљРў. Р�нструмент РґСЏСЏ открытия скользящей гильзы спускают РґРѕ глубины установки циркуляционного клапана, который открывают ударами СЏСЃСЃРѕРІ вверх или РІРЅРёР·.  [23]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru


Смотрите также