Циркуляционный клапан в скважине принцип действия

Обновлено: 07.07.2024

Циркуляционный клапан

Известен циркуляционный клапан, используемый для обеспечения гидравлической связи межтрубного пространства с внутритрубным при проведении технологических операций и состоящий из корпуса со сквозным осевым каналом, верхним патрубком и нижней присоединительной резьбой, RU 2506411 C1, E21B 34/10, 10.02.2014; RU 2483196 C1, E21B 34/06, F16K 17/04, 27.05.2013; RU 2483195 C1, E21B 34/06, 27.05.2013; RU 2211915 C2, E21B 34/06, 10.09.2003.

Известен циркуляционный клапан для испытания пластов, предназначенный для создания циркуляции скважина - труба при подъеме колонны и содержащий корпус с радиальными циркуляционными отверстиями, с установленным подвижно в корпусе дифференциальным полым штоком с уплотнениями, цангу с выступами, связанную с дифференциальным полым штоком, RU 2200837 C1, E21B 34/06, E21B 49/00, 20.03.2003.

Известен циркуляционный клапан, относящийся к внутрискважинному эксплуатационному оборудованию, используемый при добыче нефти и газа, при глушении, промывке и освоении скважин, содержащий полый ствол с окнами и присоединительными резьбами, уплотнительные кольца, подпружиненный золотник, уплотнительные элементы, расположенные между золотником и стволом и выполненные в виде деформируемых самоуплотняющихся манжет из эластомера, RU 2206714 C2, E21B 34/06, 20.06.2003.

Известен циркуляционный клапан для колонны насосно-компрессорных труб, содержащий корпус с проходным отверстием и боковым приливом, полость которого сообщается с полостью корпуса и затрубным пространством, и размещенную в полости бокового прилива пару седло-шар, RU 48576 U1, E21B 34/06, 27.10.2005.

Известен циркуляционный клапан, относящийся к внутрискважинному оборудованию и используемый при добыче нефти, промывке и освоении скважин, ликвидации гидратопарафиновых образований, RU 2325508 C2, E21B 34/06, 27.05.2008; RU 46039 U1, E21B 34/06, 10.06.2005.

Известен циркуляционный клапан, используемый в нефтяных скважинах, оборудованных глубинными насосами для их промывки или обработки в ходе работ по увеличению нефтедобычи, и содержащий, установленные в цилиндрическом корпусе, неподвижное кольцевое седло и затвор, выполненный в виде подвижной втулки, RU 56463 U1, E21B 34/06, 10.09.2006; RU 46807 U1, E21B 34/06, 27.07.2005.

Известен циркуляционный клапан, относящийся к области эксплуатации нефтегазовых скважин и устанавливаемый в пакерных компоновках подземного оборудования при проведении скважинных работ, связанных с циркуляцией жидкости между затрубным и внутритрубным пространствами, RU 2439290 C1, E21B 34/06, 10.01.2012; RU 103378 U1, E21B 34/06, E21B 34/08, E21B 34/10, 10.04.2011.

Известные циркуляционные клапаныимеют индивидуальное конструктивное выполнение.

Известен циркуляционный клапан, содержащий составной корпус, включающий нижний корпус, верхний корпус и центральный корпус, установленный между нижним и верхним корпусами и выполненный с радиальными окнами, гильзу с радиальными окнами, выполненную с возможностью перемещения вдоль оси, и два пакета уплотнений, состоящие каждый их манжет и опорного кольца, RU 111884 U1, E21B 34/06, 27.12.2011.

Данное техническое решение принято в качестве ближайшего аналога настоящей полезной модели.

В циркуляционном клапане ближайшего аналога перемещение гильзы в составном корпусе, включающем нижний корпус (корпус), центральный корпус (кожух) и верхний корпус (голова), производится посредством шарика бросаемого в седло гильзы с последующей подачей жидкости по трубному пространству под давлением и выбрасыванием шарика на устье добываемым флюидом, а также возврат гильзы в закрытое положение клапана пружиной, установленной в полости между гильзой и корпусом.

Конструкция циркуляционного клапана ближайшего аналога не позволяет осуществлять циркуляцию жидкости из затрубного пространства в трубную полость, т.к. клапан пружиной будет автоматически закрываться, а при работе по замещению жидкостей в скважине такой вариант встречается часто. Кроме этого, вымывание шарика добываемым флюидом может быть проблематичным из-за диаметра шарика, который меньше чем внутренний диаметр насосно-компрессорных труб, поэтому при низком дебите пласта и большой обводненности есть вероятность неудачной операции. Это является первым недостатком циркуляционного клапана ближайшего аналога.

Второй недостаток циркуляционного клапана ближайшего аналога заключается в установке в полость пружины, поскольку в процессе добычи газа вместе с ним из пласта выносятся механические примеси, которые в процессе перемещения к устью забивают полость или зазор между гильзой и корпусом. В этом случае трудно предположить - будет ли пружина перемещать гильзу или не будет.

Согласно полезной модели эта задача решается за счет того, что циркуляционный клапан содержит составной корпус, включающий нижний и верхний корпуса и центральный корпус.

Центральный корпус установлен между нижним и верхним корпусами и выполнен с радиальными окнами.

Циркуляционный клапан содержит гильзу с радиальными окнами.

Гильза выполнена с возможностью перемещения вдоль оси.

Циркуляционный клапан содержит два пакета уплотнений, состоящие каждый из манжет и опорного кольца.

В нижнем корпусе выполнены кольцевой уступ и три паза в его верхней, средней и нижней частях с внутренней стороны.

В верхнем корпусе установлено кольцо, на которое опирается гильза.

Гильза выполнена с дроссельными отверстиями, имеет возможность перемещения между кольцом и кольцевым уступом.

Гильза выполнена с нижним и верхним внутренними уступами.

Гильза снабжена скребковой втулкой, сопряженной с верхним корпусом.

Гильза снабжена пружинными фиксаторами, расположенными в ее нижней части и имеющими возможность взаимодействия с тремя пазами нижнего корпуса.

Дополнительно установлен третий пакет уплотнений, имеющий возможность взаимодействия с верхним и центральным корпусами и расположенный между первым и вторым пакетами уплотнений.

Второй пакет уплотнений размещен между гильзой и нижним корпусом.

Дополнительно установлены упругие уплотнители: в нижнем корпусе с возможностью взаимодействия с гильзой, в скребковой втулке с возможностью взаимодействия с верхним корпусом и между гильзой и верхним корпусом, соответственно.

При этом третий пакет уплотнений содержит предохранительные кольца и упругое уплотнение, которые снимают нагрузку от гидроудара в процессе переключения клапана.

При этом манжеты, как в первом, так и во втором пакетах уплотнений выполнены из упругого материала, каждая из которых может иметь различную твердость, а опорное кольцо выполнено из неупругого материала.

Сущность полезной модели поясняется чертежами, где изображены:

на фиг. 1 - Циркуляционный клапан в открытом положении, разрез;

на фиг. 2 - Узел А на фиг. 1, разрез;

на фиг. 3 - Узел Б на фиг. 1, разрез;

на фиг. 4 - Узел В на фиг. 1, разрез;

на фиг. 5 - Узел Г на фиг. 1, разрез;

на фиг. 6 - Узел Д на фиг. 1, разрез;

на фиг. 7 - Циркуляционный клапан в положении уравнивания давления, разрез;

на фиг. 8 - Циркуляционный клапан в закрытом положении, разрез.

Циркуляционный клапан содержит:

Составной корпус - 1.

Нижний корпус (корпуса 1) - 2,

кольцевой уступ (на корпусе 2) - 3,

пазы (внутри корпуса 2 в его верхней, средней и нижней частях) - 4.

Центральный корпус (корпуса 1) - 5,

радиальные окна (в корпусе 5) - 6.

Верхний корпус (корпуса 1) - 7,

кольцо (в корпусе 7) - 8.

Гильзу (между уступом 3 и кольцом 8) - 9,

радиальные окна (гильзы 9) - 10,

дроссельные отверстия (гильзы 9) - 11,

пружинные фиксаторы (гильзы 9 взаимодействуют с канавками 4) - 12.

Нижний внутренний уступ (гильзы 9) - 13,

верхний внутренний уступ (гильзы 9) - 14.

Скребковую втулку (гильзы 9) - 15.

Первый пакет уплотнений (между гильзой 9 и корпусом 7) - 16.

Второй пакет уплотнений (между гильзой 9 и корпусом 2) - 17.

Манжеты из твердого упругого материала (в пакетах 16 и 17) - 18,

манжеты из мягкого упругого материала (в пакетах 16 и 17) - 19,

опорное кольцо (в пакетах 16 и 17) - 20.

Третий пакет уплотнений (между пакетами 16 и 17 взаимодействует корпусом 7 и корпусом 5) - 21,

предохранительные кольца (пакета 21) - 22,

упругое уплотнение (колец 22) - 23.

Упругий уплотнитель (в корпусе 2 взаимодействует с гильзой 9) - 24.

Упругий уплотнитель (втулки 15 взаимодействует с корпусом 7) - 25.

Упругий уплотнитель (между гильзой 9 и корпусом 7) - 26.

Циркуляционный клапан содержит составной корпус 1, включающий нижний 2, верхний 7 и центральный 5 корпуса, гильзу 9, первый 16 и второй пакеты уплотнений и дополнительный третий пакет уплотнений 21, упругие уплотнители 24, 25, 26.

Центральный корпус 5 установлен между нижним 2 и верхним 7 корпусами и выполнен с радиальными окнами 6.

В нижнем корпусе 2 выполнены кольцевой уступ 3 и три паза 4 в его верхней, средней и нижней частях с внутренней стороны.

В верхнем корпусе 7 установлено кольцо 8.

Гильза 9 опирается на кольцо 8, имеет радиальные окна 10 и дроссельные отверстия 11, выполнена с возможностью перемещения вдоль оси между кольцом 8 и кольцевым уступом 3.

Гильза 9 выполнена с нижним 13 и верхним 14 внутренними уступами.

Гильза 9 снабжена скребковой втулкой 15, сопряженной с верхним корпусом 7

Гильза 9 снабжена пружинными фиксаторами 12, расположенными в ее нижней части и имеющими возможность взаимодействия с тремя пазами 4 нижнего корпуса 2.

Первый 16 и второй 17 пакеты уплотнений состоят каждый из манжет 18 и 19 и опорного кольца 20. Манжеты 18 и 19, как в первом 16, так и во втором 17 пакетах уплотнений выполнены из упругого материала, каждая из которых может иметь различную твердость. Опорное кольцо 20 выполнено из неупругого материала.

Второй пакет 17 уплотнений размещен между гильзой 9 и нижним корпусом 2.

Дополнительный третий пакет уплотнений 21 имеет возможность взаимодействия с верхним 7 и центральным 5 корпусами и расположен между первым 16 и вторым 17 пакетами уплотнений, размещенным между гильзой 9 и нижним корпусом 2.

Третий пакет уплотнений 21 содержит предохранительные кольца 22 и упругое уплотнение 23, которые снимают нагрузку от гидроудара в процессе переключения клапана.

Упругие уплотнители 24 установлены в нижнем корпусе 2 с возможностью взаимодействия с гильзой 9.

Упругие уплотнители 25 установлены в скребковой втулке 15 с возможностью взаимодействия с верхним корпусом 7.

Упругие уплотнители 26 установлены между гильзой 9 и верхним корпусом 7.

Эксплуатацию циркуляционного клапана осуществляют следующим образом.

В процессе эксплуатации скважины радиальные окна 6 в корпусе 5, радиальные окна 10 и дроссельные отверстия 11 гильзы 9 не сообщаются между собой, так как гильза 9 при наличии пружинных фиксаторов 12 удерживается в пазу 4 верхней части нижнего корпуса 2. При этом поток добываемого флюида будет всегда удерживать гильзу 9 в закрытом положении за счет сил трения, а механические примеси, выносимые газом из пласта, не будут снизу попадать в зазор между гильзой 9 и нижним корпусом 2 за счет уплотнителя 24. Клапан закрыт.

Ударами ясса перемещают гильзу 9 до фиксации ее пружинным фиксатором 12 в пазу 4 средней части нижнего корпуса 2 (фиг. 7). Тогда дроссельные отверстия 11 разместятся напротив радиальных окон 6 центрального корпуса 3. В этот момент начнется медленное уравнивание давлений трубной и затрубной полостей эксплуатационной колонны и при этом гидроудар исключается. Клапан в промежуточном положении.

В процессе этого переключения, при прохождении дроссельных отверстий 11 вниз через первый пакет уплотнений 16, установленных на верхнем корпусе 7, они окажутся между первым пакетом уплотнений 16 и третьим пакетом уплотнений 21. Вследствие этого произойдет сброс давления из полости между пакетами 16 и 21, что при последующем переключении клапана в открытое положение предохранит первый пакет уплотнений 16 от возможных срезаний кромками радиальных окон 10 из-за остаточного давления, которое может оказаться в трубе или в затрубном пространстве.

Дальнейшими ударами ясса гильза 9 перемещается до упора в нижнее положение, где пружинный фиксатор 12 гильзы 9 зафиксируется в пазу 4 нижней части нижнего корпуса 2. При этом радиальные окна 10 гильзы 9 будут находиться напротив радиальных окон 6 центрального корпуса 5. Инструмент переключения при дальнейших ударах по нему автоматически расцепится с гильзой 9, после чего его необходимо поднять на устье. Клапан открыт и готов к прокачке жидкости как в одну, так и в другую сторону.

Для закрытия клапана спускают тот же инструмент на яссе, но перевернутый на 180 градусов. К забою он проходит без задержки, а при подъеме цепляется за верхний внутренний уступ 14 гильзы 9. Ударами ясса гильзу 9 перемещают в исходное верхнее положение. При упоре гильзы 9 в верхний корпус 7 инструмент автоматически отцепляется. Клапан закрыт.

Выполнение составного корпуса 1 из нижнего 2, верхнего 7 и центрального 5 корпусов и конструктивное выполнение гильзы 9 обеспечивают возможность циркуляции жидкости в обоих направлениях, как из трубного в затрубное пространство, так и обратно.

Выполнение гильзы с радиальными окнами 10, дроссельными отверстиями 11, с возможностью перемещения вдоль оси между кольцом 8 и кольцевым уступом 3, нижним 13 и верхним 14 внутренними уступами и снабжение ее скребковой втулкой 15 и пружинными фиксаторами 12, расположенными в ее нижней части и имеющими возможность взаимодействия с тремя пазами 4 нижнего корпуса 2 способствует циркуляции жидкости в обоих направлениях.

Циркуляционный клапан, содержащий составной корпус, включающий нижний и верхний корпуса и центральный корпус, установленный между нижним и верхним корпусами и выполненный с радиальными окнами, гильзу с радиальными окнами, выполненную с возможностью перемещения вдоль оси, и два пакета уплотнений, состоящие каждый из манжет и опорного кольца, отличающийся тем, что в нижнем корпусе выполнены кольцевой уступ и три паза в его верхней, средней и нижней частях с внутренней стороны, в верхнем корпусе установлено кольцо, на которое опирается гильза, выполненная с дроссельными отверстиями, имеющая возможность перемещения между кольцом и кольцевым уступом, выполненная с нижним и верхним внутренними уступами, снабженная скребковой втулкой, сопряженной с верхним корпусом, и пружинными фиксаторами, расположенными в её нижней части и имеющими возможность взаимодействия с тремя пазами нижнего корпуса, дополнительно установлен третий пакет уплотнений, имеющий возможность взаимодействия с верхним и центральным корпусами и расположенный между первым пакетом уплотнений и вторым пакетом уплотнений, размещенным между гильзой и нижним корпусом, и установлены упругие уплотнители: в нижнем корпусе с возможностью взаимодействия с гильзой, в скребковой втулке с возможностью взаимодействия с верхним корпусом и между гильзой и верхним корпусом, соответственно, при этом третий пакет уплотнений содержит предохранительные кольца и упругое уплотнение, которые снимают нагрузку от гидроудара в процессе переключения клапана, а манжеты как в первом, так и во втором пакетах уплотнений выполнены из упругого материала, каждая из которых может иметь различную твердость, а опорное кольцо выполнено из неупругого материала.

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Циркуляционный клапан типа КЦ-73 разработан для насосно-компрес-сорных труб диаметром 73 мм. [3]

Циркуляционный клапан типа КЦГ исполнения 1 ( рис. 54, б) открывается при перемещении золотника вниз после среза винтов, соединяющих его со стволом. Срез винтов происходит за счет разности усилий, действующих на втулку, ствол и золотник при повышении давления внутри подъемных труб. [4]

Перед открытием циркуляционного клапана типа КЦМ предохранитель извлекается набором инструментов канатной техники. [5]

Над клапаном-отсекателем размещен циркуляционный клапан типа КЦМ-72-70КЗ , диаметр проходного отверстия - 72 мм; назначение аналогично назначению нижнего циркуляционного клапана. [7]

В комплекс входят: телескопическое соединение, циркуляционные клапаны типов КЦМ и КЦГ; скважинная камера типа КТ, ингибиторный клапан типа КИНГС; разъединитель колонны типа РК, замки для клапана отсекателя и дросселя; клапан-отсекатель типа КА; съемный дроссель, пакер типа ПД-ЯГ; уравнительный клапан типа КУМ; ниппели кланана-отсекателя и приемного клапана в сборе. [8]

В комплекс оборудования входят: телескопическое соединение, циркуляционные клапаны типов КЦМ и КЦГ; скважинная камера типа К. [9]

Подготовка оборудования и инструментов включает тарировку и опрессовку схемных газлифтных клапанов, опрессовку всего подземного оборудования ( пакеров, циркуляционных клапанов типа скользящая гильза, предохранительных клапанов-отсекателей и других) перед спуском в скважину и его шаблонировку, проверку открытия и закрытия циркуляционного клапана типа скользящая гильза, дистанционно управляемых клапанов-отсекателей, тарировку пилотных клапанов, устанавливаемых на выкидных линиях, периодическую опрессовку лубрикаторов и превенторов, смену масла в гидравлических яссах и испытание их, подготовку и установку соответствующих срезных штифтов на инструментах, периодическую тарировку индикаторов натяжения проволоки, определение усилия, необходимого для среза штифтов. [10]

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. [11]

Аварийный срезной клапан КАС168 - 140 предназначен для глушения ( задавки) оборудованной пакером скважины в аварийной ситуации через затрубное пространство, когда нельзя открыть циркуляционный клапан типа КЦ при помощи проволочного приспособления. [12]

Клапан аварийный срезной КАС 168 - 140 предназначен для глушения ( задавки) оборудованной пакером скважины в аварийной ситуации через затрубное пространство, когда нельзя открыть циркуляционный клапан типа КЦ при помощи проволочного приспособления. [13]

Циркуляционный клапан типа КЦП применяется в комплексах типа КПП. [15]

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

С этой точки зрения интерес представляет конструкция циркуляционного механического клапана фирмы Бейкер, которая позволяет проводить избирательное ( селективное) управление клапанами одного размера при любом числе их в скважине. Этот циркуляционный клапан отличается от вышеописанных конструкцией подвижной втулки и конфигурацией кольцевых проточек на подвижной втулке и корпусе. [6]

Существуют также ингибиторные клапаны, конструктивно объединенные с циркуляционным механическим клапаном типа скользящей гильзы . Здесь для ввода ингибитора необходимо сначала открыть циркуляционный клапан инструментом, спускаемым на проволоке, а затем уже закачивать ингибитор через ингибиторный клапан. [7]

Циркуляционный гидравлический клапан предназначен для аварийного глушения скважины в случае, когда операция глушения невозможна через циркуляционный механический клапан по каким-либо причинам. Он срабатывает от избыточного давления в трубном или затрубном пространстве. Управление вышеуказанными клапанами осуществляется с помощью инструментов канатной техники. [9]

Циркуляционный гидравлический клапан в составе комплекса предназначен для аварийного глушения скважины, когда операция глушения по какой-либо причине невозможна через циркуляционный механический клапан . Клапан срабатывает от избыточного давления, создаваемого в трубном или затрубном пространстве. [10]

В состав комплекса КПГ входят следующие элементы скважинного оборудования: гидравлический пакер типа 2ПД - ЯГ, разъединитель колонны типа РК, циркуляционный механический клапан типа КЦИ , ингибиторныи клапан типа КИНГ ( табл. 4.18), телескопическое соединение типа СТ, клапан-отсекатель типа КА, башмачный клапан, ниппель для приемного клапана-отсс-кателя и ниппель для опрессовочного клапана. [12]

В состав комплексов КПГ ( рис. 19.1, табл. 19.1) входят следующие элементы скважинного оборудования: гидравлический пакер типа 2ПД - ЯГ, разъединитель колонны РК, циркуляционный механический клапан КДМ , циркуляционный гидравлический клапан КЦГ, ингибиторный клапан КИНГ, телескопическое соединение СТ, клапан-отсекатель КА, башмачный клапан, ниппель для приемного клапана, ниппель для клапа-на-отсекателя и ниппель для опрессовочного клапана. [13]

В этом случае при манипуляциях с инструментом в циркуляционном клапане собачки зацепляются за верхний торец подвижной втулки, когда зажимной патрон 5 расположится в расточке нижнего переводника клапана. Более подробно технология работ по открытию и закрытию циркуляционных механических клапанов с помощью этого инструмента будет рассмотрена в гл. [14]

Циркуляционные и ингибиторные клапаны

В современном скважинном оборудовании для газлифтного способа добычи нефти, особенно при эксплуатации скважины в период ее естественного фонтанирования, для освоения, глушения и промывки скважины, обработки скважины различными химическими реагентами и других технологических операций применяются циркуляционные клапаны.

Циркуляционные клапаны могут спускаться на колонне подъемных труб (центральные, стационарные) либо устанавливаться инструментами канатной техники в карманах скважинных камер в период работ с их участием (эксцентричные, съемные).

Различаются клапаны гидравлические, управляемые (открытые и закрытые) давлением жидкости, механические, управляемые инструментами канатной техники, и гидромеханические с применением обоих способов.

Клапаны КЦМ выпускаются в двух вариантах: с максимальным и малым диаметрами а перепускных отверстий.

Клапаны с максимальным условным диаметром перепускных отверстий устанавливаются на колонны подъемных труб над пакером или разъединителем колонны и обеспечивают прямую или обратную циркуляцию жидкости при освоении, промывке пробок и т. п.

Клапаны с малым условным диаметром перепускных отверстий устанавливаются ниже ниппеля для клапана-отсекателя и служат для аэрации столба жидкости в скважине при освоении.

Клапан (рис. 3.11) состоит из скользящей гильзы 6 с перепускными отверстиями 5 и двумя расточками б для плашек толкателя, входящего в комплект инструментов ИКПГ и управляемого канатной техникой. Гильза герметизирована в корпусе уплотнениями 3 и фиксируется в нем в двух положениях - "открыто" и "закрыто" при помощи фиксатора 2 и канавок а. Толкатель, упираясь в бурт канавки б, перемещает гильзу до совпадения перепускных отверстий 5 и 4, сообщая при этом затрубное пространство с полостью подъемных труб [1].

Клапан закрывается толкателем с противоположной стороны гильзы.

Циркуляционный клапан КЦГ предназначен для быстрого глушения скважины в аварийных ситуациях.

Клапан КЦГ является клапаном разового действия и открывается при избыточном давлении в подъемных трубах или в затрубном пространстве.

Техническая характеристика клапанов приводится в таблице 3.4.

Нефть, газ, газоконденсат, пластовая вода (рН = 4,2-6,8) с содержанием механических примесей до 0,1 г/л

Габаритные размеры, мм:

Циркуляционный клапан 1КЦГ применяется в фонтанных и газлифтных установках для одновременной раздельной добычи нефти из двух пластов одной скважины.

Клапан 1КЦГ состоит из корпуса, в котором перемещается золотник. На наружной поверхности золотника имеются фигурные (длинные и короткие) пазы, в которые входит фиксатор.

Техническая характеристика клапанов

Клапан спускается в скважину в закрытом положении. Для открытия клапана в него с устья сбрасывается седло с шариком и создается давление в трубах, под действием которого золотник перемещается вниз до упора. При увеличении давления опорный бурт седла деформируется и седло с шариком падает вниз, освобождая

проход клапана. Пружина возвращает золотник вверх. Палец фиксатора при этом переходит в длинный паз золотника и фиксирует его в открытом положении. В открытом клапане перепускные окна в корпусе и золотнике совпадают. Для закрытия клапана необходимо сбросить новое седло с шариком и повторить операцию.

Циркуляционный клапан 2КП (рис. 3.12 а) состоит из ствола 1, на который надет дифференциальный золотник 4, поджатый пружиной 3, усилие которой регулируется гайками 2. От диаметрального перемещения золотник предохранен винтами 5, входящими в глухие пазы на стволе 1.

Клапан открывается при избыточном давлении в нем, которое, действуя на разность площадей золотника 4, перемещает его вверх, сжимая пружину. Клапан закрывается усилием пружины при отсутствии избыточного давления в трубах.

Циркуляционный клапан типа ЗКПО применяется в установках внутрискважинного газлифта.

В клапане перепускные отверстия корпуса 4 перекрываются золотником 2 при его верхнем положении, в котором он фиксируется фиксатором 1. Посадочный ниппель 5 имеет поверхность б, по которой уплотняется глухая пробка. Канавка а ниппеля служит для фиксации в ней фиксаторов глухой пробки.

При посадке глухой пробки в ниппель последняя толкает буртом золотник 2 в нижнее положение, при котором окна на золотнике и в корпусе совпадают и открывают клапан.

При извлечении пробки подвижная втулка пробкой перемещается в верхнее положение, закрывая клапан.

При технологических операциях, проводимых при эксплуатации и ремонте газлифтных скважин, в карманы скважинных камер устанавливаются глухие пробки и циркуляционные клапаны взамен газлифтных клапанов. Глухие пробки в отличие от циркуляционных клапанов не имеют перепускных отверстий. Клапаны и пробки изготовляются из базовых деталей газлифтных клапанов, уплотняются в скважинных камерах манжетами и фиксируются в них с помощью кулачкового фиксатора ФК-38 либо цангой. Перепускное отверстие при посадке в камеру совпадает с перепускными отверстиями скважинных камер и обеспечивает Циркуляцию жидкости между затрубным и трубным пространствами.

Пробки и клапаны устанавливаются в скважинных камерах инструментами канатной техники, так же как и газлифтные клапаны Г.

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

Клапаны КИНГ (рис. 3.14, табл. 3.5) устанавливаются в карман скважинной 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.

Таблица 3.5- Техническая характеристика ннгибнториых клапанов КИНГ

газоконденсат, пластовая вода

(рН = 4,2-6,8) с содержанием механиче

ских примесей до 0,1 г/л

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 подъемных труб.

Рекомендуемые страницы:

Техника для канатных работ в газлифтных скважинах

Конструкция современного оборудования, применяемого при газлифтной эксплуатации скважин, предусматривает выполнение комплекса внутри скважинных операций специальной канатной техникой. К таким операциям относятся: установка и извлечение газлифтных клапанов и обратных клапанов, глухих пробок, забойных штуцеров, заглушек, а также глубинных приборов для исследования скважин; открытие и закрытие циркуляционного клапана для замены жидкости в скважине, в которой установлен пакер; очистка подъемных труб от парафина, чистка песчаных пробок, расправление смятых участков колонны труб, ловильные работы.

Весь комплекс канатной техники состоит из канатного инструмента I оборудования устья 2 и лебедки с гидроприводом 3 (рис. 3.20).

Инструмент для канатных работ - это набор инструментов и принадлежностей для различных операций, проводимых непосредственно в скважине и спускаемых в нее на проволоке или канате. Все эти инструменты можно разделить на следующие категории:

- стандартный канатный набор для создания ударов вверх и вниз (механический и гидравлический яссы, грузовая штанга, шарниры, замки);

- инструмент для установки и извлечения клапанов всех видов, оснащенных замком (отклонитель для работ в скважинных камерах, спускной и подъемный инструмент и др.);

- инструменты специального назначения (оправка, скребок, печать, ловильный инструмент, инструмент для открытия- закрытия циркуляционного клапана, желонка для песка и др.).

Ниже описываются конструкция, назначение и принцип Действия основного набора инструментов для канатных работ в скважине.

Замок для проволоки ЗП (рис. 3.21) пред. назначен для соединения проволоки с инструментами, спускаемым в скважину. Он состоит из корпуса 1, внутри которого размещен ролик 4, соединенный с пропущенной через отверстие в верхнем конце корпуса проволокой. Между роликом и торцом внутренней расточки корпуса помещена пружина 2 для смягчения ударов и предохранения проволоки от обрыва при резком ее натяжении (например, при восходящем действии механического ясса). Опорой для нижнего конца пружины служит шайба 3.

Для соединения проволоки с замком свободный ее конец пропускают последовательно через отверстие в верхнем конце корпуса, пружину, шайбу и наматывают на ролик два витка, а на стержень проволоки - 12 витков. Затем, вытаскивая проволоку из корпуса, помещают ролик и пружину с шайбой в корпус.

Устройство 1УЗП обеспечивает жесткое закрепление проволоки. В нем свободный конец проволоки пропускается через корпус втулки, оборачивается вокруг канавки конуса и выводится через корпус. Конус втягивается во втулку, после чего наматывается несколько витков проволоки на стержень.

Шарнирное соединение (рис. 3.22) предназначено для углового смешения колонны спускаемых инструментов и состоит из шаровой головки муфты 2, закатанной в сферическом гнезде головки 1. Для соединения с инструментом оно снабжено соответствующей резьбой.

В шарнирном соединении 1Ш16 стержень с шаровой головкой вставлен в гнездо, закреплен штоком и зафиксирован штифтом. Конструкция позволяет регулировать величину зазора между шаровой головкой и сферическим гнездом для нее.

Шарнирное соединение обычно устанавливают между яссом и инструментом.

При значительной длине колонны инструментов необходимо несколько шарнирных соединений.

Яссы представляют собой раздвижные устройства, которые приводятся в действие натяжением проволоки (каната). Их применяют вместе с грузовыми штангами, которые всегда устанавливают непосредственно над яссами. Яссы предназначены для создания динамических ударов.

Гидравлический ясс ЯСГ (рис. 3.23) для создания ударного импульса вверх срабатывает автоматически. Он состоит из корпуса 5, выполненного в виде цилиндра с различными внутренними диаметрами. Нижняя часть цилиндра имеет меньший диаметр, в ней помещен плунжер 10 с обратным клапаном 4. Шток плунжера проходит через верхний упор 8 и гайку 9. Соединение корпуса с верхним Упором уплотнено кольцом 6. Место выхода штока из верхнего упора герметизируется уплотнительным элементом 7. Шток через головку 11 соединяется с проволокой. Полость б над плунжером заполнена жидкостью. Нижний конец корпуса 5 заканчивается переводником 1, к которому присоединяется шток механического ясса. Между плунжером 10 и переводником 1 в цилиндре помещен плавающий поршень 3 с уплотнением 2. Полость а под плавающим поршнем через окна сообщается с колонной насосно-компрессорных труб. Ударный импульс вверх создается яссом следующим образом. При натяжении проволоки плунжер начинает медленно перемещаться вверх. Жидкость из полости б через зазор между цилиндром и плунжером начинает перетекать в полость под плунжером. Когда плунжер достигает участка цилиндра диаметром большим, чем диаметр плунжера, скорость его резко возрастает. Плунжер верхней торцовой поверхностью ударяет в верхний упор. Действие удара плунжера через корпус 5 и переводник 1 передается на устройства, присоединенные к гидравлическому яссу.

По мере перетекания жидкости объемы полости б над плунжером и полости в под плунжером меняются. Плавающий поршень 3 служит для выравнивания их.

Вниз плунжер движется под действием веса грузовых штанг при этом обратный клапан в плунжере открывается, и жидкость из нижней полости цилиндра перетекает в верхнюю. Затем цикл работы ясса повторяется.

Техническая характеристика ясса гидравлического

Условный диаметр подъемных труб,в которых работает ясс, мм 60, 73 и 89

Ход поршня, мм 220

Температура окружающей среды, К, не более 373

Присоединительная резьба (ГОСТ 13877):

муфтового конца МШГ16

ниппельного конца ШГ16

Габаритные размеры, мм:

Механический ясс ЯСМ предназначен для создания ударного импульса вверх и вниз. Он состоит из кожуха с разгрузочными отверстиями для перетекания жидкости с целью снижения гидравлического сопротивления при работе ясса, поршня, верхнего и нижнего упоров, головки и штифта для предотвращения самоотвинчивания резьбового соединения поршня с головкой.

Отклонитель рычажный ОР (рис. 3.24) предназначен для смещения газлифтного (циркуляционного или глухого) клапана в направлении кармана эксцентричной скважинной камеры и его установки. Он состоит из стержня 1, подвижных гильз верхней 3 и нижней 5, к которым шарнирно присоединены подпружиненные двухплечие рычаги 4. В сложенном положении рычаги 4 расположены вдоль стержня и не препятствуют движению набора инструментов в свободном проходе скважинной камеры. При этом положении гильзы 3 и 5 и рычаги 4 находятся в верхнем положении на стержне, где они стопорятся приливом 2. После спуска инструмента до глубины расположения скважинной камеры производят его "встряхивание". При этом верхняя гильза 3 соскальзывает с прилива 2 и вместе с рычагами 4 и нижней гильзой 5 перемещается вниз до упора. Рычаги 4 раскрываются под действием пружины 6 и отклонитель разворачивается в плоскости большой оси эллипсо- образного поперечного сечения скважинной камеры и направляет клапан и инструмент для съема или посадки клапана в карман.

Консольный отклонитель ОК состоит из переводника 2, защелки 1, стержня 3, рычага 6, штифтов 7, 11, ограничителя 8, фиксатора 5, толкателя 4, пружины 10, опоры 9, рычага малого 12.

Посредством переводника 2 консольный отклонитель присоединяется к комплекту стандартного набора инструментов. Инструменты спускаются на проволоке или канате в скважину. Глубина спуска инструмента контролируется на поверхности специальным прибором. На глубине расположения скважинной камеры, в которой необходимо установить (извлечь) газлифтный клапан или другой скважинный инструмент, консольный отклонитель необходимо привести в действие. Для этого отклонитель совместно с инструментом пропускают через скважинную камеру, а затем начинают поднимать. При подъеме защелка 1 отклонителя попадает в паз направляющей втулки скважинной камеры. Упираясь в паз, защелка 1 толкает стержень 3, который нижним концом воздействует на рычаг 6, поворачивая его вокруг штифта 7. Рычаг 6 отклоняется на некоторый угол до упора в ограничитель б. Одновременно фиксатор 5 под воздействием толкателя 4 срабатывает и фиксирует положение рычага 6. Под действием пружины 10 в опоре 9 рычаг малый 12 поворачивается вокруг штифта 11. Затем осуществляется спуск инструмента. При этом рычаг малый 12 отклонителя вместе с посадочным (съемным) инструментом оказывается направленным в карман скважинной камеры.

После осуществления планируемой операции приступают к из- влечению инструмента и отклонителя на поверхность. При прохождении скважинной камеры защелка 1 вновь попадает в паз ее направляющей втулки, ударным воздействием с поверхности срезаются удерживающие ее штифты, и она утапливается в корпусе, что позволяет извлечь отклонитель из скважинной камеры.

Спускной инструмент ИСК (рис. 3.26) предназначен для спуска в скважину газлифтных клапанов. В кожухе просверлено по касательной два отверстия, в которые вставляются срезные латунные штифты 4. С их помощью спускаемое устройство фиксируется в кожухе спускного инструмента. После посадки их в скважинной камере или ниппеле латунные штифты срезаются за счет удара, производимого яссом вверх, и спускной инструмент извлекается на поверхность.

Инструмент ИС (табл. 3.15) предназначен для спуска и установки в месте посадки скважинного оборудования (клапанов- отсекателей, глухих пробок и т.п.) с замками типов 13К и ЗНЦВ. Инструмент входит в комплект инструмента ИКПГ.

Инструмент ИС состоит из корпуса, на котором свободно двигается втулка, имеющая канавку, в которую входят срезные винты замка, соединяющие инструмент с замком.

При ударах вниз о корпус, создаваемых яссом, корпус отжимает втулку замка, благодаря чему собираются лепестки цанги замка отсекателя, и он проходит через сужение ниппеля.

Для фиксации замка спускной инструмент приподнимается, его корпус освобождает втулку замка и лепестки цанги, замок раскрывается в расточке посадочного ниппеля.

Спускной инструмент освобождается от замка при срезе винтов, входящих в канавку втулки ударами ясса вверх.

Подъемный инструмент ИЦ предназначен для захвата и извлечения газлифтных клапанов и т. д., зафиксированных в посадочном кармане скважинной камеры или ниппеле.

Инструмент состоит из цангового зажима, размещенного в окнах корпуса. Цанговый зажим отжимается вниз пружиной. Перемещению цанги с сердечником вверх препятствует поперечный штифт, фиксирующий сердечник относительно корпуса.

Инструмент подъема ИГО (рис. 3.27) служит для подъема зафик-сированного в ниппеле клапана-отсекателя.

Он предназначен для извлечения из колонны подъемных труб оборудования с замками типов 13К, ЗНЦВ и ЗНЦВ1.

На сердечнике инструмента ИГО при помощи держателя, подпружиненного пружиной 6, установлена цанга 8. Нижнее положение перьев цанги обеспечивается фиксацией корпуса относительно сердечника срезным штифтом 3. Для освобождения и подъема оборудования с замками на конец сердечника наворачивается вилка, входящая в комплект инструмента ИКПГ. Перья цанги, дойдя до замка. Упираются в бурт ловильной муфты, отжимают пружину 6 и утапливаются в пазе сердечника. Как только перья войдут в канавку замка.

пружина 6 возвращает их в исходное положение, обеспечивая зацепление с замком. Одновременно вилка на конце инструмента отталкивает вниз втулку замка, в результате чего освобождается цанга замка и ударами вверх замок извлекается.

Для освобождения инструмента при прихвате замка корпус 5 инструмента доводят до упора в ловильную шейку замка и ударами ясса вниз срезают штифт 3. При этом корпус 5 под воздействием пружины 4 поднимается вверх. Перья, заходя в канавку а, освобождают инструмент от замка.

Циркуляционные клапаны КЦМ, разъединитель колонны РК и телескопические соединения СТ2 и СТ2Г управляются путем перемещения вверх или вниз их скользящих элементов, в которых для толкателя (рис. 3.28) предусмотрены канавки с буртом. В зависимости от положения бурта толкатель спускается переводником вниз или вверх.

Толкатель спускается при помощи канатной техники. При проходе сужений плашки толкателя сближаются к центру, заходя в выточку, и раздвигаются в ней под действием пружины, после чего ударами ясса управляемый элемент передвигается в нужном направлении.

Отсоединение толкателя происходит при упоре головки плашки 1 в неподвижный элемент управляемого оборудования.

Для извлечения толкателя при прихватах, а также при необходимости возврата через вышерасположенные элементы, управляемые тем же толкателем, ударом ясса срезается штифт 5 и при подъеме штока 4 корпус 7 надвигается на плашки и сдвигает их к центру.

Для отсоединения разъединителя колонны РК толкатель спускается с ограничителем 9 для предохранения от произвольного открытия уравнительного клапана глухой пробки.

Предохранитель ПКА предназначен для защиты посадочного ниппеля клапана-отсекателя и опрессовки трубки управления в комплексе КУСА.

Предохранитель совместно с замком устанавливается в посадочном ниппеле при спуске его в скважину с управляющей трубкой. Уплотнения предохранителя и замка герметизируют управляющую трубку и позволяют ее спрессовать.

Перед открытием циркуляционного клапана типа КЦМ предохранитель извлекается набором инструментов канатной техники.

После открытия клапана предохранитель устанавливается вновь и извлекается по окончании освоения, когда закрывается клапан КЦМ и устанавливается в посадочный ниппель клапанотсекатель типа КАУ с замком.

Приспособление СХ предназначено для крепления хомутов из лент и пряжек для крепления трубки управления в комплексах типа КУСА.

Приспособление состоит из корпуса, по которому перемещается держатель с помощью ходового винта Лента, идущая на изготовление хомута, с пряжкой на конце сгибает подъемную трубу и прижатую к ней трубку управления и продевается через пряжку. Конец ленты пропускается через специальные щели и зажимается.

Приспособление упирается корпусом в пряжку, и при вращении ходового винта лента затягивается.

Затем поворотом приспособления лента отгибается на пряжку и отрезается ножом.

Рекомендуемые страницы:

Читайте также: