Циркуляционный клапан в газовой скважине

Циркуляционный клапан предназначен для сообщения и разобщения затрубного пространства скважины с внутренней полостью лифтовых труб при освоении и глушении скважин, оборудованных пакером. Клапан содержит составной корпус 1 из нижнего 2, верхнего 7 и центрального 5 корпусов, гильзу 9, первый 16 и второй 17 пакеты уплотнений и дополнительный третий пакет уплотнений 21, упругие уплотнители 24, 25, 26. Корпус 5 установлен между корпусами 2 и 7 и выполнен с радиальными окнами 6. В корпусе 2 выполнены кольцевой уступ 3 и три паза 4. В корпусе 7 установлено кольцо 8, на которое опирается гильза 9. Гильза 9 имеет радиальные окна 10 и дроссельные отверстия 11, выполнена с возможностью перемещения вдоль оси между кольцом 8 и уступом 3. Гильза 9 выполнена с нижним 13 и верхним 14 внутренними уступами и снабжена скребковой втулкой 15 и пружинными фиксаторами 12, имеющими возможность взаимодействия с пазами 4. Пакеты 16 и 17 состоят из манжет 18 и 19 из упругого материала, но с различной твердостью, и опорного кольца 20 из неупругого материала. Пакет 21 имеет возможность взаимодействия с корпусами 7 и 5, расположен между пакетами 16 и 17, содержит предохранительные кольца 22 и упругое уплотнение 23. Уплотнители 24 установлены в корпусе 2, уплотнители 25 - во втулке 15 и уплотнители 26 - между гильзой 9 и корпусом 7. Техническое решение позволяет обеспечить сообщение и разобщение как из трубного в затрубное пространство, так и обратно и повысить надежность клапана, 8 ил.

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройству для сообщения и разобщения затрубного пространства скважины с внутренней полостью лифтовых труб при освоении и глушении скважин, оборудованных пакером, в процессе эксплуатации скважины и добычи из нее углеводородного сырья.

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.

В основу настоящей полезной модели положено решение задачи, позволяющей обеспечить и повысить надежность сообщения и разобщения затрубного пространства скважины с внутренней полостью лифтовых труб при освоении и глушении скважин, оборудованных пакером.

Технический результат настоящей полезной модели заключается в обеспечении возможности прокачивания жидкости в обоих направлениях, как из трубного в затрубное пространство, так и обратно за счет конструктивного выполнения гильзы, нижнего, це

poleznayamodel.ru

Циркуляционный клапан - механическое действие

Cтраница 1

Циркуляционные клапаны механического действия используются, как указывалось выше, в тех случаях, когда по техническим причинам невозможно создать высокое давление на устье для передачи требуемого перепада давления на глубину установки циркуляционного клапана из-за прочностных ограничений труб бурильной колонны. В этих случаях в компоновку испытательного оборудования включают циркуляционные клапаны механического типа. На рис. V.18 приведена схема одного из таких клапанов. [2]

Циркуляционный клапан механического действия ( скользящая гильза) предназначен для создания сообщения, а также разобщения затрубного и трубного пространств при глушении или освоении скважины, а также при выполнении других технологических операций. Клапан имеет на обоих концах резьбу и присоединяется к колонне НКТ во время ее спуска в скважину. [3]

Некоторые виды скважинного оборудования ( циркуляционный клапан механического действия, телескопическое соединение, трубный разъединитель) включают в себя проходной посадочный ниппель как составную часть. [4]

Подземное оборудование некоторых типов ( циркуляционный клапан механического действия, телескопическое соединение, трубный разъединитель и другие) содержит проходной посадочный ниппель как составную часть. [5]

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

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

Далее, также с помощью канатной техники, открывают циркуляционный клапан механического действия, установленный над пакером. Эту операцию предусматривают в скважинах с плохой поглощающей способностью. После нагнетания кислотного раствора в лифтовые трубы закачкой воды повышают его уровень до открытого циркуляционного клапана, который затем с помощью инструмента, спускаемого на проволоке, закрывается, и кислота залавливается в пласт под действием избыточного давления. [9]

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

При обустройстве скважины полустационарным оборудованием по схеме, изображенной на рис. 11.7, целесообразнее использовать циркуляционные клапаны механического действия фирмы Бейкер, открытие и закрытие которых осуществляется избирательно. [11]

При этом разъедание ловильных головок, установленных в ниппеле замков, заплечиков для перемещения внутренней втулки циркуляционного клапана механического действия, посадочных поверхностей в ниппелях и других приводит к отказам при проведении канатных операций и осложнениям. Кроме того, сероводород, проникая в кристаллическую решетку металла проволоки или троса, повышает их хрупкость и приводит к преждевременному разрушению. [12]

Если скважина не фонтанирует, то инст

www.ngpedia.ru

СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН С ВОЗМОЖНОСТЬЮ ПЕРЕПУСКА ИЗБЫТОЧНОГО ДАВЛЕНИЯ ГАЗОВОЙ СРЕДЫ, ОТСЕЧЕНИЯ СКВАЖИННОЙ ЖИДКОСТИ И КЛАПАН ПЕРЕПУСКНОЙ ГАЗОВЫЙ ОТСЕКАТЕЛЬ ДЛЯ ЕГО РЕАЛИЗАЦИИ

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при фонтанной, газлифтной эксплуатации скважин, эксплуатации скважин глубинно-насосными установками, комбинированной эксплуатации, в частности для перепуска избыточного давления газовой среды и отсечения нефтегазоводяной скважинной жидкости.

Известен клапан газовый перепускной производства ООО «НКМЗ», предназначенный для сообщения и герметичного разобщения внутренней полости насосно-компрессорных труб (НКТ) от межтрубного пространства. Клапан обеспечивает перепуск избыточного объема газа из подпакерной зоны обсадной колонны в колонну НКТ при эксплуатации скважин при помощи установки электроцентробежного насоса (УЭЦН) (страница 33, каталог ООО «НКМЗ»).

Известен клапан циркуляционный обратный односторонний с кабельным каналом производства ОАО «Сибнефтемаш», предназначенный для перепуска жидкости и газа из межтрубного пространства скважины в колонну НКТ при эксплуатации скважин с помощью УЭЦН (http://www.sibneftemash.ru/products/dowrihole-equipmeniyvalve-KCO-KV).

Известно устройство для перепуска газа из межтрубного пространства в колонну НКТ, включающее соединенную с обоих концов с насосно-компрессорными трубами муфту с боковым отверстием. Муфта соединена боковой поверхностью с боковой поверхностью корпуса с прилеганием по максимальной плоскости для обеспечения наибольшей передачи тепла от муфты к корпусу. Корпус снабжен соединяющимися между собой продольным каналом и боковым отверстием, совмещенным с боковым отверстием муфты. В продольном канале корпуса расположен штуцер и обратный клапан с фильтром. Обратный клапан обеспечивает стравливание газа при превышении давления в межтрубном пространстве над давлением в колонне насосно-компрессорных труб на 0,1-0,2 МПа (патент на изобретение №2303124, опубл. 20.07.2007 г.).

Известен клапан перепускной газовый производства ООО НПФ «Пакер», выбранный в качестве прототипа, состоящий из штока, на котором установлен корпус. Последний имеет сообщающиеся с полостью штока отверстия, в которые ввернуты клапаны с шариком и штуцером, герметично перекрывающие изнутри проходные отверстия. При необходимости в одно из отверстий вместо клапанной пары вворачивается защитная заглушка с тарировочным срезным штифтом, настроенным усилием среза, служащая для создания постоянного сообщения трубного и затрубного пространств, для слива жидкости при извлечении компоновки из скважины. При превышении давления внутри НКТ над давлением в межтрубном пространстве шарики садятся на седло штуцера и закрывают клапан. В противном случае они приподнимаются, сообщая межтрубное пространство с полостью НКТ. Клапан перепускной газовый устроен так, что при его открытии шарик поднимается в «защитный карман» и не участвует в потоке. А в отверстиях, сообщающихся с полостью штока, отсутствуют преграды для пропуска потока газожидкостной смеси и возможности возникновения АСПО и солей (статья: «От теории к практике. Технология уменьшения обводненности продукции доказала свою эффективность, но нуждается в дальнейших испытаниях». Ж-л «Экспозиция Нефть Газ №2-2013»).

Недостатком известных клапанов является отсутствие возможности автоматического отсечения нефтегазоводяной скважинной жидкости, поступающей из затрубного пространства в клапан, а также вероятность повреждения шлицов седла клапана при осуществлении свинчивания и развинчивания с корпусом.

Техническим результатом заявляемого изобретения является обеспечение возможности автоматического отсечения нефтегазоводяной скважинной жидкости, поступающей из затрубного пространства в клапан, а также обеспечение надежности и простоты операций сборки-разборки клапана, исключающих возможность повреждения шлицов седла клапана.

Заявляемый технический результат достигается тем, что

- клапан перепускной газовый отсекатель оснащен клапаном поплавкового типа с возможностью отсечения сквозных отверстий втулки путем посадки уплотнительных фасок клапана поплавкового типа на ответные уплотнительные фаски седла, при этом клапанные пары шарик - седло установлены внутри корпуса, клапан поплавкового типа установлен в кожухе, имеющем отверстия для перепуска газа и закрепленном снизу гайками;

- клапан перепускной газовый отсекатель оснащают клапаном поплавкового типа с возможностью отсечения скважинной жидкости, поступающей из затрубного пространства в клапан, при повышении уровня скважинной жидкости выше уровня клапана поплавкового типа, а также с возможностью открытия клапана поплавкового типа при снижении уровня скважинной жидкости в затрубном пространстве.

Оснащение клапана перепускного газового отсекателя клапаном поплавкового типа с возможностью отсечения сквозных отверстий втулки путем посадки уплотнительных фасок клапана поплавкового типа на ответные уплотнительные фаски седла позволит обеспечить возможность автоматического отсечения нефтегазоводяной скважинной жидкости, поступающей из затрубного пространства в клапан, при повышении уровня жидкости выше уровня клапана поплавкового типа, а также позволит обеспечить открытие клапана поплавкового типа при снижении уровня нефтегазоводяной скважинной жидкости.

Установка клапанной пары шарик - седло внутри корпуса клапана перепускного газового отсекателя позволит обеспечить надежность и простоту операций сборки-разборки клапана без повреждения шлицов седла клапана.

Установка клапана поплавкового типа в кожухе, имеющем отверстия для перепуска газа и закрепленном снизу гайками, позволит обеспечить надежность сборки клапана.

Клапан перепускной газовый отсекатель представлен на чертеже.

Клапан перепускной газовый отсекатель состоит из корпуса 1, втулки 2, клапана поплавкового типа 3 и кожуха 4, которые закреплены гайками 5. В корпусе 1 выполнены отверстия 6 для сообщения межтрубного пространства с внутренней полостью НКТ. В кожухе 4 выполнены отверстия 7 для перепуска газа. Во втулке 2 выполнены сквозные отверстия 8. В корпусе 1 установлены клапанные пары, состоящие из седла 9 и шарика 10. В верхней части клапана поплавкового типа 3 имеются уплотнительные фаски 11. Седло клапана поплавкового типа 3 имеет ответные уплотнительные фаски 12.

Клапан перепускной газовый отсекатель работает следующим образом.

Клапан перепускной газовый отсекатель устанавливается в колонну НКТ (не показана) и собранная компоновка спускается в скважину (не показана) на заданную глубину.

При превышении давления внутри НКТ над давлением в межтрубном пространстве шарики 10 садятся на седла 9 и закрывают межтрубное пространство.

При превышении давления газа в затрубном пространстве над давлением в НКТ шарики 10 отходят от седел 9 и сообщают через отверстия 6 корпуса 1 межтрубное пространство с внутренней полостью НКТ. Пропускная способность клапана перепускного газового отсекателя регулируется штуцерными отверстиями седла 9.

При повышении уровня жидкости выше уровня клапана поплавкового типа 3 происходит всплытие клапана поплавкового типа 3. При всплытии в жидкости уплотнительные фаски 11 клапана поплавкового типа 3 сопрягаются с ответными уплотнительными фасками 12 седла. Происходит отсечение сквозных отверстий 8 втулки 2 под клапанными парами шарик 10 - седло 9.

Применение заявляемого изобретения позволит обеспечить возможность автоматического отсечения нефтегазоводяной скважинной жидкости поступающей из затрубного пространства в клапан перепускной газовый отсекатель, а также обеспечить надежность и простоту операций сборки-разборки клапана без повреждения шлицов седла клапана.

edrid.ru

Способ глушения пакерующей газовой скважины

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к глушению газовых и газоконденсатных скважин, оборудованных по пакерной схеме, перед проведением капитального ремонта скважин, в частности скважин, вскрывших продуктивный пласт большой толщины, или скважин, вскрывших одновременно несколько пластов. Обеспечивает повышение надежности глушения газовых и газоконденсатных пакерующих скважин. Сущность изобретения: способ включает спуск в скважину гибкой трубы и закачивание через нее в трубное пространство скважины жидкости глушения в объеме лифтовой колонны с одновременным стравливанием газа через вновь образованное кольцевое пространство между лифтовой колонной и спущенной в нее гибкой трубой на факельную линию. Закрывают внутреннюю полость гибкой трубы и последовательно закачивают в кольцевое пространство блокирующий раствор, из расчета заполнения им всего интервала перфорации, и жидкость глушения, объем которой равен объему кольцевого пространства плюс объем блокирующего раствора. Продавливают блокирующий раствор в призабойную зону пласта. Извлекают из скважины гибкую трубу. Открывают циркуляционный клапан, например с помощью канатной техники, и через него заполняют затрубное пространство скважины жидкостью глушения. Оставляют скважину на технологическую выстойку. Стравливают скопившиеся в процессе технологической выстойки газовые шапки из трубного и затрубного пространств скважины, выравнивают плотности жидкости глушения в трубном и затрубном пространствах скважины путем создания циркуляции через открытый циркуляционный клапан. В случае вскрытия скважиной пласта большой толщины или нескольких пластов гибкую трубу спускают до нижних отверстий интервала перфорации, а блокирующий раствор продавливается в пласт при одновременном подъеме гибкой трубы в интервале перфорации.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к глушению газовых и газоконденсатных пакерующих скважин, то есть в составе лифтовой колонны имеется пакер, циркуляционный клапан и другое внутрисважинное оборудование, перед проведением капитального ремонта скважин (КРС), в частности скважин, вскрывших продуктивный пласт большой толщины, или скважин, вскрывших одновременно несколько пластов.

Известен способ глушения газовых скважин, включающий последовательное закачивание в призабойную зону блокирующего раствора и жидкости глушения [SU 1146308 А, МПК⁴ C09K 7/06, опубл. 23.03.85].

Недостатком этого способа глушения газовых скважин является невозможность растворить (связать) весь свободный газ, находящийся в скважине, блокирующим раствором, что снижает эффективность глушения. Кроме того, в случае, если башмак лифтовой колонны будет размещаться над интервалом перфорации, как это имеет место в скважинах, вскрывших продуктивный пласт большой толщины, или в скважинах, вскрывших одновременно несколько пластов, продавить блокирующий раствор в весь интервал перфорации проблематично. Блокирующий раствор пойдет в наиболее проницаемую часть пласта и после его продавливания в призабойную зону в этом интервале жидкость глушения будет циркулировать над оставшейся частью блокирующего раствора, не продавливая его в призабойную зону пласта, то есть продуктивный пласт будет заблокирован не полностью. Это может привести к неконтролируемому притоку газа из пласта и даже к открытому фонтану. Если же затрубное пространство скважины будет перекрыто пакером, то закачивание блокирующего раствора и жидкости глушения через затрубное пространство, а тем более циркуляция жидкости глушения в трубном и затрубном пространстве невозможны.

Задача предлагаемого изобретения состоит в разработке способа глушения газовых и газоконденсатных пакерующих скважин, в том числе вскрывших продуктивный пласт большой толщины или вскрывших одновременно несколько пластов, а также при использовании быстросхватывающих или высоковязких блокирующих растворов или растворов, имеющих большое содержание твердой фазы, особенно больших размеров.

Технический результат при создании изобретения заключается в повышении надежности глушения газовых и газоконденсатных пакерующих скважин.

Поставленная задача и технический результат достигается тем, что в способе глушения скважины, включающем закачивание в призабойную зону блокирующего раствора и жидкости глушения в скважину спускают гибкую трубу, через нее в трубное пространство скважины закачивают жидкость глушения в объеме лифтовой колонны с одновременным стравливанием газа через вновь образованное кольцевое пространство между лифтовой колонной и спущенной в нее гибкой трубой на факельную линию, закрывают внутреннюю полость гибкой трубы, последовательно закачивают в кольцевое пространство блокирующий раствор, из расчета заполнения им всего интервала перфорации, и жидкость глушения, объем которой равен объему кольцевого пространства плюс объему блокирующего раствора, продавливают блокирующий раствор в призабойную зону пласта, извлекают из скважины гибкую трубу, открывают циркуляционный клапан, например с помощью канатной техники, и через него заполняют затрубное пространство скважины жидкостью глушения, оставляют скважину на технологическую выстойку, стравливают скопившиеся в процессе технологической выстойки газовые шапки из трубного и затрубного пространств скважины, выравнивают плотности жидкости глушения в трубном и затрубном пространствах скважины путем создания циркуляции через открытый циркуляционный клапан. В случае вскрытия скважиной пласта большой толщины или нескольких пластов гибкую трубу спускают до нижних отверстий интервала перфорации, а блокирующий раствор продавливается в пласт при одновременном подъеме гибкой трубы в интервале перфорации.

Способ реализуется следующим образом.

Первоначально в пакерующую скважину спускают гибкую трубу. Через нее в трубное пространство скважины закачивают жидкость глушения в объеме лифтовой колонны с одновременным стравливанием газа через вновь образованное кольцевое пространство между лифтовой колонной и спущенной в нее гибкой трубой на факельную линию, оборудованную штуцером, диаметр которого обеспечивает необходимое противодавление и плавность протекания технологических процессов, не приводя к условию возникновения открытого газового фонтана. Диаметр штуцера указывается в плане работ, например, для условий газоконденсатных скважин Ямбургского месторождения, диаметр штуцера должен быть не более 9-10 мм, для газовых скважин - не более 10-12 мм.

Затем закрывают внутреннюю полость гибкой трубы и последовательно закачивают в кольцевое пространство блокирующий раствор, из расчета заполнения им всего интервала перфорации, и жидкость глушения, объем которой равен объему кольцевого пространства плюс объему блокирующего раствора. Продавливают блокирующий раствор в призабойную зону пласта. Извлекают из скважины гибкую трубу.

Жидкость глушения и блокирующий раствор выбирают исходя их геолого-промысловых условий, так, например, в качестве жидкости глушения можно использовать жидкости как на водной основе, так и на углеводородной, а в качестве блокирующего раствора - рассолы или электролиты.

В случае вскрытия скважиной продуктивного пласта большой толщины или одновременно нескольких пластов гибкую трубу доспускают до нижних отверстий интервала перфорации. После этого через гибкую трубу закачивают в скважину жидкость глушения и продавливают ею блокирующий раствор в призабойную зону пласта с одновременным подъемом башмака гибкой трубы относительно интервала перфорации и с поддержанием противодавления в кольцевом пространстве. Плавный подъем гибкой трубы обеспечивает равномерное продавливание блокирующего раствора в весь интервал перфорации, обеспечивая тем самым надежное блокирование всей толщины пласта или всех пластов.

После продавливания блокирующего раствора в призабойную зону пласта приподнимают гибкую трубу над интервалом перфорации и промывают скважину для выравнивания параметров жидкости глушения по всему стволу путем создания циркуляции во внутренней полости гибкой трубы и кольцевом пространстве скважины.

После этого из скважины извлекают гибкую трубу колтюбинговой установки при продолжении циркуляции жидкости глушения в скважине.

После этого открывают циркуляционный клапан, например с помощью канатной техники, и через него заполняют затрубное пространство скважины жидкостью глушения. Оставляют скважину на технологическую выстойку в течение не менее 12 часов. Стравливают скопившиеся в процессе технологической выстойки газовые шапки из трубного и затрубного пространств скважины. Затем выравнивают плотности жидкости глушения в трубном и затрубном пространствах скважины путем создания циркуляции через открытый циркуляционный клапан в течение двух циклов, предусмотрев возможность долива жидкости глушения в затрубное пространство скважины.

Устьевое давление в трубном пространстве скважины должно быть таким, чтобы забойное давление в процессе заполнения скважины жидкостью глушения не превысило пластовое давление более чем на:

- 10% для скважин глубиной до 1200 м, но не более 1,5 МПа;

- 5% для скважин глубиной 1200 м и более, но не более 3,0 МПа.

Значение устьевого давления в затрубном пространстве в процессе заполнения затрубного пространства жидкостью глушения необходимо устанавливать исходя из соотношения:

где Р_узт (t) - давление на устье скважины в затрубном пространстве, МПа;

Р_ст - статическое давление на устье скважины, МПа;

ρ - плотность жидкости глушения, кг/м³;

V_зак - производительность насосной установки, м³/с;

t - время от начала закачивания жидкости глушения в затрубное пространство скважины, с;

S_мтр - площадь кольцевого пространства между гибкой трубой и лифтовой колонной, м².

В случае невозможности открытия циркуляционного клапана заполнение затрубного пространства жидкостью глушения следует проводить непосредственно через затрубное пространство скважины. Циркуляцию в скважине проводить после приведения пакера в транспортное положение.

Использование предлагаемого изобретения позволит сократить продолжительность и повысить эффективность глушения пакерующих скважин, особенно в скважинах, вскрывших продуктивный пласт большой толщины или вскрывших несколько пластов, а также при использовании быстросхватывающих или высоковязких блокирующих растворов или растворов, имеющих большое содержание твердой фазы, особенно больших размеров.

Способ глушения пакерующей скважины, оборудованной лифтовой колонной и циркуляционным клапаном, включающий закачивание в призабойную зону блокирующего раствора и жидкости глушения, отличающийся тем, что в скважину спускают гибкую трубу, через нее в трубное пространство скважины закачивают жидкость глушения в объеме лифтовой колонны с одновременным стравливанием газа через вновь образованное кольцевое пространство между лифтовой колонной и спущенной в нее гибкой трубой на факельную линию, закрывают внутреннюю полость гибкой трубы, последовательно закачивают в кольцевое пространство блокирующий раствор, из расчета заполнения им всего интервала перфорации, и жидкость глушения, объем которой равен объему кольцевого пространства плюс объему блокирующего раствора, продавливают блокирующий раствор в призабойную зону пласта с одновременным подъемом гибкой трубы в интервале перфорации и с поддержанием противодавления во внутренней полости гибкой трубы, извлекают из скважины гибкую трубу, открывают циркуляционный клапан и через него заполняют затрубное пространство скважины жидкостью глушения, оставляют скважину на технологическую выстойку, стравливают скопившиеся в процессе технологической выстойки газовые шапки из трубного и затрубного пространств скважины, выравнивают плотности жидкости глушения в трубном и затрубном пространствах скважины путем создания циркуляции через открытый циркуляционный клапан.

findpatent.ru

Циркуляционный клапан выравнивания давления в скважине и скважинная насосная установка

Изобретение относится к области горного дела, в частности к добыче нефти, и может быть использовано для разгрузки удаляемого пакера при обслуживании и ремонте скважин.

Известен скважинный глубинный клапан, содержащий корпус с радиальными отверстиями, запорный орган в виде установленного в корпусе поршня с центральным осевым и радиальными каналами, узел перемещения запорного органа с ловильной головкой в верхней части, уплотнительные кольца, размещенные в корпусе. Узел перемещения запорного органа выполнен в виде цангового захвата со скосами в верхней и нижней частях. Центральный осевой канал выполнен со скосами в верхней и нижней частях. На наружной поверхности запорного органа выполнена кольцевая проточка, диаметр которой равен диаметру уплотнительного кольца (Авторское свидетельство SU №1810492 A1. Скважинный глубинный клапан. - МПК⁵: E21B 34/06. - 23.04.1993. Бюл. №15).

Известен перепускной клапан для освоения и эксплуатации нескольких пластов одной скважиной, состоящий из корпуса с радиальными каналами, золотника, ступенчатой гайки, образующей с золотником полость, сообщающуюся через каналы гайки с затрубным пространством, и переводника. Клапан снабжен кольцом, которое размещено в полости (Авторское свидетельство SU №415354. Перепускной клапан. - МПК: E21b 43/00. - 15.11.1974. Бюл. №6).

Известен циркуляционный клапан, содержащий установленные в цилиндрическом корпусе неподвижное кольцевое седло и затвор, выполненный в виде подвижной в осевом направлении относительно седла втулки, а в корпусе напротив затвора выполнено, по крайней мере, одно радиальное отверстие. Втулка затвора со стороны ее наружной цилиндрической поверхности выполнена ступенчато сужающейся в сторону седла с образованием кольцевой поршневой камеры, сообщенной через радиальное отверстие с затрубным пространством скважины, и уплотнена относительно внутренней цилиндрической поверхности корпуса посредством эластичного уплотнения, расположенного на большем диаметре втулки. Затвор снабжен грузом, выполненным в виде закрепленной на втулке трубы (Патент RU №46807 U1. Циркуляционный клапан. - МПК: E21B 34/06. - 27.07.2005).

Наиболее близким аналогом заявляемого циркуляционного клапана выравнивания давления в скважине является клапан для освоения скважин, содержащий полый корпус с радиальными отверстиями и размещенный в корпусе с возможностью ограниченного осевого перемещения полый золотник с поршнем. Внутренняя поверхность корпуса имеет ступенчатую выемку, в которой размещен упомянутый золотник с поршнем. Золотник снабжен радиальными отверстиями, в крайнем нижнем положении золотника совпадающими с радиальными отверстиями корпуса. Поршень золотника расположен в его средней части, а выше и ниже поршня между корпусом и золотником образованы камеры, верхняя из которых посредством радиальных отверстий сообщена с затрубным пространством, а нижняя герметизирована (Патент RU №2133819 C1. Клапан для освоения скважин. - МПК⁶: E21B 34/06. - 27.07.1999). Данное изобретение принято за прототип.

Недостатком известных технических решений является сложность подъема пакерного оборудования из скважины под действием превышения давления надпакерной жидкости относительно давления ниже пакера.

Известно оборудование для эксплуатации скважины, содержащее скважинный насос, размещенный внутри колонны насосно-компрессорных труб, на которой с возможностью перекрытия межтрубного пространства установлен пакер с дозатором реагента, контейнер, образованный колоннами обсадных и насосно-компрессорных труб и пакером, и трубку для перепуска реагента из контейнера в подпакерное пространство скважины, установленную в газоотводной трубке на пакере, перекрытой в верхней части клапаном. Входное отверстие трубки размещено ниже клапана газоотводной трубки (Авторское свидетельство SU №1601350 A1. Оборудование для эксплуатации скважины. - МПК⁵: E21B 43/00. - 23.10.1990. Бюл. №39). Недостатком известного технического решения является сложность подъема оборудования из скважины, требующего больших усилий из-за депрессии надпакерной жидкости на пакер.

Наиболее близким аналогом заявляемой скважинной насосной установки является насосная установка Шарифова для эксплуатации скважины, содержащая спущенное и установленное в скважину на колонне труб насосное устройство, состоящее в основном из насоса с приемной сеткой и погружного электродвигателя с силовым кабелем и, по меньшей мере, один пакер, выполненный с кабельным вводом и размещенным выше насосного устройства или между насосом и его приемной сеткой. Установка оснащена каналом для стравливания попутного пластового газа в затрубное пространство и перепускным узлом, расположенным в жидкости скважины выше пакера для перепуска через них потока жидкости (Патент RU №2300668 C2. Насосная установка Шарифова для эксплуатации скважины (варианты). - МПК: F04D 13/10. - 10.06.2007). Данное изобретение принято за прототип.

Недостатком известной установки является отсутствие возможности эффективной эксплуатации скважины из-за сложности подъема насосной установки, требующего больших усилий из-за превышения давления надпакерной жидкости на пакер относительно давления в полости скважины ниже пакера.

Основной задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является снижение давлений или, по меньшей мере, выравнивание давлений в надпакерном межтрубном пространстве с насосно-компрессорными трубами и в подпакерной полости скважины перед подъемом пакерного оборудования на поверхность скважины путем образования гидродинамического перетока жидкости между ними, уменьшающего усилие сопротивления давлению на пакер при подъеме пакерного оборудования для последующего обслуживания и ремонта нефтяных скважин.

Техническим результатом является повышение эффективности эксплуатации нефтяных скважин.

Указанный технический результат достигается тем, что, в известном циркуляционном клапане выравнивания давления в скважине, содержащем соединенные между собой муфту и полый цилиндрический корпус с радиальными отверстиями, сообщающиеся с надпакерным межтрубным пространством, при этом внутренняя поверхность корпуса выполнена ступенчатой, в которой посредством манжет герметично размещен полый золотник с возможностью ограниченного осевого перемещения, соединяемый с колонной насосно-компрессорных труб, а снизу корпус клапана соединяется, например, со шпинделем ниже установленного пакера, согласно предложенному техническому решению в корпусе выполнен продольный канал, сообщающийся с кольцевой канавкой, выполненной на внутренней поверхности корпуса, с образованием камеры, расположенные между манжетами при закрытом положении золотника, последний временно зафиксирован на корпусе срезными штифтами и расположен торцом с упором в уступ на внутренней ступенчатой поверхности корпуса, к продольному каналу которого, в свою очередь, с помощью штуцера присоединена трубка, сообщающаяся с подпакерной полостью скважины, а на золотнике выполнен выступ, упирающийся в торцовый буртик муфты, ограничивающий осевое перемещение золотника при его открытии с образованием между золотником и корпусом канала сообщения из надпакерного межтрубного пространства через радиальные отверстия и центральный канал в колонну насосно-компрессорных труб и через камеру с кольцевой канавкой, продольный канал и трубку в подпакерную полость скважины.

Указанный технический результат достигается тем, что, в известной скважинной насосной установке, содержащей колонну насосно-компрессорных труб, скважинный электроприводной насос с силовым кабелем, пакер с кабельным вводом, размещенный в стволе скважины выше насоса и оснащенный каналом перетока жидкости в межтрубное пространство выше или ниже пакера, согласно предложенному техническому решению между колонной насосно-компрессорных труб и пакером расположен циркуляционный клапан выравнивания давления в скважине, соединенный его золотником с колонной насосно-компрессорных труб, а корпусом - со шпинделем пакера, последний сообщается со скважинным электроприводным насосом, при этом канал перетока жидкости через пакер соединен с трубкой циркуляционного клапана, сообщающей межтрубное пространство выше пакера с полостью насосно-компрессорных труб и межтрубным пространством ниже пакера через шпиндель при открытом положении золотника циркуляционного клапана.

Приведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам заявленных циркуляционного клапана выравнивания давления в скважине и скважинной насосной установки, отсутствуют. Следовательно, каждое заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «новизна».

Результаты поиска известных решений в данной области техники с целью выявления признаков, совпадающих с отличительными от прототипа признаками заявляемых технических решений, показали, что они не следуют явным образом из уровня техники. Из определенного заявителем уровня техники не выявлена известность влияния предусматриваемых существенными признаками заявляемых технических решений преобразований на достижение указанного технического результата. Следовательно, заявляемые технические решения соответствуют условию патентоспособности «изобретательский уровень».

Заявленные технические решения могут быть реализованы на любом предприятии машиностроения из общеизвестных материалов и принятой технологии и успешно использованы в оборудовании нефтяных скважин. Следовательно, заявляемые технические решения соответствуют условию патентоспособности «промышленная применимость».

В настоящей заявке на выдачу патента соблюдено требование единства изобретений, поскольку циркуляционный клапан выравнивания давления в скважине и скважинная насосная установка предназначены для эксплуатации скважин. Заявленные технические решения решают одну и ту же задачу - повышение эффективности эксплуатации скважин путем сокращения времени и затрат на подъем пакерного оборудования из скважины.

На Фиг.1 представлен циркуляционный клапан выравнивания давления в скважине: а) - в закрытом положении; б) - то же, в открытом положении; на Фиг.2 - скважинная насосная установка.

Циркуляционный клапан выравнивания давления в скважине содержит соединенные между собой муфту 1 и полый цилиндрический корпус 2 с радиальными отверстиями 3, сообщающиеся с надпакерным межтрубным пространством. Внутренняя поверхность корпуса 2 выполнена ступенчатой, в которой посредством манжет 4 герметично размещен полый золотник 5 с возможностью ограниченного осевого перемещения, соединяемый с колонной насосно-компрессорных труб (условно не показан), а снизу корпус 2 соединяется, например, со шпинделем 6 ниже установленного пакера. В корпусе 2 выполнен продольный канал 7, сообщающийся с кольцевой канавкой 8, выполненной на внутренней поверхности корпуса 2, с образованием камеры 9, расположенные между манжетами 4 при закрытом положении золотника 5, временно зафиксированного на корпусе 2 срезными штифтами 10 и торцом с упором в уступ 11 на внутренней ступенчатой поверхности корпуса 2. К продольному каналу 7 корпуса 2, в свою очередь, с помощью штуцера 12 присоединена трубка 13, сообщающаяся с подпакерной полостью скважины (Фиг.1,а). На золотнике 5 выполнен выступ 14, упирающийся в торцовый буртик 15 муфты 1, ограничивающий осевое перемещение золотника 5 при его открытии с образованием между золотником 5 и корпусом 2 канала 16 сообщения из надпакерного межтрубного пространства через радиальные отверстия 3 и центральный канал 17 циркуляционного клапана в колонну насосно-компрессорных труб и через камеру 9 с кольцевой канавкой 8, продольный канал 7 и трубку 13 в подпакерную полость скважины (Фиг.1,б).

Скважинная насосная установка содержит колонну насосно-компрессорных труб 18, скважинный электроприводной насос 19 с силовым кабелем 20, пакер 21 с кабельным вводом, размещенный в стволе 22 скважины выше насоса 19 и оснащенный каналом 23 перетока жидкости в надпакерное межтрубное пространство А или подпакерную полость Б скважины. Между колонной насосно-компрессорных труб 18 и пакером 21 установлен циркуляционный клапан 24 выравнивания давления в скважине, соединенный его золотником 5 с колонной насосно-компрессорных труб 18, а корпусом 2 - со шпинделем 6 пакера 21, сообщающийся со скважинным электроприводным насосом 19 (Фиг.2). Канал 23 перетока жидкости через пакер 21 соединен с трубкой 13 циркуляционного клапана 24, сообщающей надпакерное межтрубное пространство А через центральный канал 17 с полостью насосно-компрессорных труб 18 и подпакерной полостью Б при открытом положении золотника 5 циркуляционного клапана 24.

Скважинная насосная установка с циркуляционным клапаном выравнивания давления в скважине работает следующим образом.

Скважинная насосная установка с электроприводным насосом 19, циркуляционным клапаном 24 выравнивания давления в скважине и колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) 18 установлена в стволе 22 скважины на заданной глубине, в которой циркуляционный клапан 24 в закрытом положении и временно зафиксированным на корпусе 2 срезными штифтами 10 сверху соединен с колонной НКТ 18, а снизу корпусом 2 - со шпинделем 6 пакера 21. С нарушением герметичности из-за свищей 25 на стволе 22 и необходимостью ремонта скважины скважинную насосную установку поднимают на поверхность. При этом давление в надпакерном межтрубном пространстве А и полости НКТ больше давления в пласте П и подпакерной полости Б скважины, которое, соответственно, давит на пакер 21, затрудняя подъем скважинной насосной установки на поверхность скважины. Чтобы облегчить подъем необходимо, по крайней мере, выровнять давление в надпакерном межтрубном пространстве А и полости НКТ с давлением в подпакерной полости Б с пластом П. Для этого рывком поднимают НКТ с золотником 5, последний срезает штифты 10 и поднимается вверх до упора выступом 14 в торцовый буртик 15 муфты 1, открывая собой радиальные отверстия 3 в полом цилиндрическом корпусе 2, сообщая надпакерное межтрубное пространство А через канал 16 с полостью 17 в корпусе 2. Одновременно открываются камера 9 с кольцевой канавкой 8 и продольный канал 7 в корпусе 2, сообщающие полость 17 в корпусе 2 и полость в НКТ 18 через трубку 13 с подпакерной полостью скважины, выравнивая давление в скважине выше и ниже пакера 21. После выравнивая давления скважинную установку поднимают на поверхность скважины, причем с подъемом скважинной установки одновременно жидкость постоянно перетекает из надпакерного межтрубного пространства А и из колонны НКТ 18 по каналам 16, 17 и 7 через трубку 13 и канал 23 в подпакерную полость Б скважины, облегчая подъем скважинной установки по мере ее подъема.

Предложенный циркуляционный клапан выравнивания давления в скважине может быть эффективно использован в различных скважинных насосных установках.

edrid.ru

Циркуляционный клапан

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли и может применяться при эксплуатации газоконденсатных и нефтяных скважин, особенно в скважинах, в добываемом флюиде которых содержатся кислые компоненты Н₂S и СО₂. Циркуляционный клапан состоит из муфты с отверстиями, предохранительного кольца, заглушек с внутренним тупиковым каналом. Канал открыт со стороны затрубного пространства. Заглушки установлены в отверстиях муфты с возможностью слома под действием ударника-штанги. Отверстия в муфте выполнены с резьбой. Заглушки выполнены чугунными и ввернуты в отверстия муфты. В предохранительном кольце выполнены отверстия. Вершины заглушек расположены в упомянутых отверстиях предохранительного кольца с возможностью слома под действием ударника-штанги на предохранительное кольцо. Предохранительное кольцо изготовлено из чугуна. Обеспечивается высокая степень надежности и безопасности работ. 1 з.п.ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли и может применяться при эксплуатации газоконденсатных и нефтяных скважин, особенно для скважин, в добываемом флюиде которых содержатся кислые компоненты Н₂S и CO₂.

Известно, что для скважин, во флюиде которых содержатся кислые компоненты Н₂S и СО₂, добыча должна вестись только через насосно-компрессорные трубы (НКТ), а это требует применения подземного оборудования: пакерного устройства, спускаемого до продуктивного пласта на НКТ и разделяющего после раскрытия трубное и затрубное пространства, циркуляционного клапана для сообщения трубного и затрубного пространств для ведения циркуляции жидкости, который по технико-технологическим причинам не удовлетворяет производство работ (Справочник по нефтепромысловому оборудованию, М., "Недра", 1983 г., с.36). Известна муфта для ступенчатого цементирования, применяемая при креплении обсадных колонн для ведения циркуляции после закачки цементного раствора в скважину. Открытие циркуляционных отверстий производится после смещения глухой втулки, что невозможно выполнить при длительном нахождении муфты в скважине из-за накопления в зоне контактов механических и коррозионных материалов (К.В. Иогансен. Спутник буровика, М. "Недра", 1986 г., с. 172). Наиболее близким к устройству является клапан для испытания пластов по авт. св. 1602978, Е 21 В 49/00. Клапан состоит из корпуса с осевым, радиальным и радиально-осевым каналами, размещенного в нем подпружиненного ступенчатого пологого поршня с радиально-осевым каналом. Поршень снабжен срезной (нижней) пробкой, которая выполнена с осевым каналом и одним заглушенным концом. Пробка установлена в радиальном канале ступени большого диаметра поршня с возможностью сообщения кольцевой камеры с осевой полостью поршня. Другая подвижная пробка (верхняя), расположенная в радиальном канале корпуса, имеет возможность сообщения с затрубным пространством при условии нахождения поршня в верхнем крайнем положении и перемещения пробки в осевой канал. Недостатком клапана является то, что он срабатывает за счет перемещения поршня в осевом канале и пробки в радиальном. Клапан рассчитан на кратковременную работу при опробывании пластов, на несколько часов. При добыче газоконденсатного флюида процесс длится 10-15 лет. Как показывает практика работ, каналы осевые, радиальные, места переходов загрязняются механическими примесями, продуктами коррозии и сорбции, что приводит к невозможности срабатывания перемещающихся деталей и уплотнений. Задачей предлагаемого изобретения является повышение надежности работы циркуляционного клапана, который позволит осуществить процесс сообщения трубного и затрубного пространств без осложнений. Поставленная задача решается тем, что в циркуляционном клапане, состоящем из муфты с отверстиями, предохранительного кольца, заглушек с внутренним тупиковым каналом, открытым со стороны затрубного пространства, установленных в отверстиях муфты с возможностью слома под действием ударника-штанги, отверстия в муфте выполнены с резьбой, заглушки выполнены чугунными и ввернуты в отверстия муфты, при этом в предохранительном кольце выполнены отверстия, вершины заглушек расположены в упомянутых отверстиях предохранительного кольца с возможностью слома под действием ударника-штанги на предохранительное кольцо. Предохранительное кольцо изготовлено из чугуна. Отличие предложенного устройства заключается в том, что сообщение трубного и затрубного пространств происходит без перемещения деталей, без наличия радиальных каналов, уплотнений и пружины. Конструкция клапана поясняется чертежами, где на фиг.1 - циркуляционный клапан, а на фиг.2 - схема расположения циркуляционного клапана. Циркуляционный клапан состоит из муфты 1, в которой просверлено не менее четырех отверстий 2. В них нарезана резьба 3. Поскольку клапан спускается на НКТ, его верхняя и нижняя части имеют резьбу под НКТ. В отверстия с резьбой ввернуты четыре чугунные заглушки 4. Они выполнены с тупиковыми каналами 5. Над заглушками установлено предохранительное кольцо 6 из алюминиевого сплава. Вершины заглушек расположены от внутренней стенки муфты не менее чем на половину ее радиуса. Муфту 1 устанавливают над пакерным устройством 7, спускаемым до продуктивного пласта на насосно-компрессорных трубах 8. Работает циркуляционный клапан следующим образом. Для производства прямой или обратной циркуляции необходимо открыть каналы 5 в муфте 1. Для этого в скважину спускают на проволоке ударник - стальную штангу длиной 50 см с диаметром несколько большим (на 5-10 мм), чем диаметр отверстия в предохранительном кольце 6. При подходе к клапану скорость спуска замедляют до 0,5 м/с. Когда до клапана остается 3-5 м штангу сбрасывают в свободное падение для нанесения удара по предохранительному кольцу 6. Операция считается выполненной, если после удара в результате слома чугунных заглушек 4, как нестойких к ударным нагрузкам, происходит резкое изменение давления в затрубном и трубном пространствах, то есть происходит их соединение. После соединения трубного и затрубного пространств штангу поднимают и приступают к закачке жидкости глушения прямой или обратной промывкой. Использование предлагаемого устройства позволит не нарушать технологический процесс глушения скважины, не загрязнять пласт и быстрее решать проблему глушения скважины, что обеспечит высокую степень надежности, безопасности работ и экономическую целесообразность.

Формула изобретения

1. Циркуляционный клапан, состоящий из муфты с отверстиями, предохранительного кольца, заглушек с внутренним тупиковым каналом, открытым со стороны затрубного пространства, установленных в отверстиях муфты с возможностью слома под действием ударника-штанги, отличающийся тем, что отверстия в муфте выполнены с резьбой, заглушки выполнены чугунными и ввернуты в отверстия муфты, при этом в предохранительном кольце выполнены отверстия, вершины заглушек расположены в упомянутых отверстиях предохранительного кольца с возможностью слома под действием ударника-штанги на предохранительное кольцо. 2. Циркуляционный клапан по п.1, отличающийся тем, что предохранительное кольцо изготовлено из чугуна.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2

findpatent.ru

Газовые скважины. Особенности конструкции газовых скважин. Оборудование устья скважин, страница 2

Газовая скважина, кроме устьевого оборудования, имеет в своем составе скважинное оборудование. Оно поставляется в виде комплекса оборудования, предназначается для нормальной эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин, для обеспечения автоматического перекрытия ствола скважины в случае разгерметизации устья и увеличения дебита скважины сверх установленных пределов.

Рисунок 3.3.1 – Комплекс скважинного оборудования:

1 – телескопическое соединение;

2 – циркуляционный клапан типа КЦГ;

3 – скважинная камера;

4 – циркуляционный клапан типа КЦМ;

5 – разъединитель колонны;

6 – пакер;

7 – посадочный ниппель;

8 – замок;

9 – уравнительный клапан типа КУМ;

10 – клапан-отсекатель;

11 – срезной клапан пакера;

12 – ингибиторный клапан.

На рисунке 3.3.1 дана схема компоновки одной из модификаций комплекса скважинного оборудования, которое включает следующие конструктивные элементы (сверху вниз):

– телескопическое соединение СТ. Предназначено для снятия напряжений, возникающих при посадке пакера и изменении температуры при пуске скважины.

– циркуляционный клапан гидравлический КЦГ. Служит для сообщения затрубного пространства с внутренней полостью НКТ в аварийных ситуациях с целью глушения скважины. Клапан разового действия, открывается в случае избыточного давления внутри НКТ или в затрубном пространстве.

– скважинная камера И, в которой установлен ингибиторный клапан. Ингибиторный клапан при перепаде давления создает канал сообщения из затрубного пространства во внутреннюю полость НКТ, по которому подается ингибитор коррозии гидратообразования.

– циркуляционный клапан механический КЦМ. Для глушения скважин в случае планово-предупредительных ремонтов. Обеспечивает прямую и обратную промывку, включает скользящую муфту с перепускными отверстиями. Открытие и закрытие осуществляется толкателем, опускаемым на проволочной технике.

– разъединитель колонн РК. Служит для разъединения нижней части колонны НКТ от верхней, т.е. позволяет извлекать верхнюю часть НКТ без снятия и извлечения пакера.

– пакер. Его назначение – разобщить пространство внутри эксплуатационной колонны от воздействия пластового флюида и давления. Они выдерживают перепад давления снизу вверх, так и в обратном направлении.

– замок. Предназначен для фиксации в нем клапана-отсекателя, уравнительного клапана, глухой пробки в местах их посадки.

– уравнительный клапан. Позволяет выравнивать давление над и под замком. Нижний конец его соединяется с клапаном-отсекателем, а верхний – с замком. При открытии его при помощи проволочной техники давление над замком и под клапаном-отсекателем выравнивается, что позволяет извлечь для профилактического осмотра замок с клапаном-отсекателем и уравнительным клапаном.

– клапан-отсекатель. Предназначен для автоматического перекрытия газовых скважин при увеличении дебита выше заданного. Клапаны-отсекатели бывают разной конструкции, одна из них показана на рисунке 3.3.2.

В корпусе клапана установлен шток 4, подпираемый пружиной 3, сила натяжения которой регулируется набором сменных колец 5. На конце штока имеется сменный дроссель (сужающее устройство) 7 и седло 8, связанное плечиками 9 с шаром 10, имеющим цилиндрическое проходное отверстие.

Рисунок 3.3.2 – Клапан-отсекатель типа КА:

1 – головка; 2 – уплотнение; 3 – пружина; 4 – шток; 5 – кольцо; 6 – корпус; 7 – дроссель; 8 – седло; 9 – плечо; 10 – шар.

Шар в корпусе смонтирован на эксцентричных штифтах, входящих в пазы “а”.

При увеличении расхода газа (дебита) выше заданного предела шток, дроссель с седлом и плечиком перемещаются вверх, сжимая пружину. Плечики, входящие в пазы “а”, поворачивают шар, который и перекрывает проходное сечение.

Клапан открывается при помощи уравнительного клапана после выравнивания давления на шар снизу и сверху. За счет усилия пружины шток перемещается вниз и открывает проходное сечение клапана-отсекателя.

Клапаны-отсекатели устанавливаются чуть выше зоны перфорации, иногда клапаны-отсекатели могут устанавливаться в скважине в нескольких десятках метров от устья.

3.4. Оборудование и конструкция забоя.

vunivere.ru

Циркуляционный клапан выравнивания давления в скважине и скважинная насосная установка

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применена для эксплуатации скважин с применением электропогружных насосов. Клапан содержит соединенные между собой муфту и полый цилиндрический корпус с радиальными отверстиями, сообщающиеся с надпакерным межтрубным пространством. Внутренняя поверхность корпуса выполнена ступенчатой, в которой посредством манжет герметично размещен полый золотник с возможностью ограниченного осевого перемещения, соединяемый с колонной НКТ и временно зафиксированный на корпусе срезными штифтами, а снизу корпус соединяется, например, со шпинделем ниже установленного пакера. В корпусе выполнен продольный канал, сообщающийся с кольцевой канавкой, выполненной на внутренней поверхности корпуса, с образованием камеры. На золотнике выполнен выступ, упирающийся в торцовый буртик муфты, ограничивающий осевое перемещение золотника при его открытии с образованием между золотником и корпусом канала сообщения из надпакерного межтрубного пространства через радиальные отверстия и центральный канал в колонну НКТ и через камеру с кольцевой канавкой, продольный канал и трубку в подпакерную полость скважины. Технический результат заключается в повышении эффективности эксплуатации скважин. 2 н.п. ф-лы, 3 ил.

Техническим результатом является повышение эффективности эксплуатации нефтяных скважин.

1. Циркуляционный клапан выравнивания давления в скважине, содержащий соединенные между собой муфту и полый цилиндрический корпус с радиальными отверстиями, сообщающиеся с надпакерным межтрубным пространством, при этом внутренняя поверхность корпуса выполнена ступенчатой, в которой посредством манжет герметично размещен полый золотник с возможностью ограниченного осевого перемещения, соединяемый с колонной насосно-компрессорных труб, а снизу корпус клапана соединяется, например, со шпинделем ниже установленного пакера, отличающийся тем, что в корпусе выполнен продольный канал, сообщающийся с кольцевой канавкой, выполненной на внутренней поверхности корпуса, с образованием камеры, расположенные между манжетами при закрытом положении золотника, последний временно зафиксирован на корпусе срезными штифтами и расположен торцом с упором в уступ на внутренней ступенчатой поверхности корпуса, к продольному каналу которого, в свою очередь, с помощью штуцера присоединена трубка, сообщающаяся с подпакерной полостью скважины, а на золотнике выполнен выступ, упирающийся в торцовый буртик муфты, ограничивающий осевое перемещение золотника при его открытии с образованием между золотником и корпусом канала сообщения из надпакерного межтрубного пространства через радиальные отверстия и центральный канал в колонну насосно-компрессорных труб и через камеру с кольцевой канавкой, продольный канал и трубку в подпакерную полость скважины.

2. Скважинная насосная установка, содержащая колонну насосно-компрессорных труб, скважинный электроприводной насос с силовым кабелем, пакер с кабельным вводом, размещенный в стволе скважины выше насоса и оснащенный каналом перетока жидкости в межтрубное пространство выше или ниже пакера, отличающаяся тем, что между колонной насосно-компрессорных труб и пакером установлен циркуляционный клапан выравнивания давления в скважине, соединенный его золотником с колонной насосно-компрессорных труб, а корпусом - со шпинделем пакера, который сообщается со скважинным электроприводным насосом, при этом канал перетока жидкости пакера соединен с трубкой циркуляционного клапана, сообщающей надпакерное межтрубное пространство с полостью насосно-компрессорных труб и подпакерной полостью скважины через шпиндель при открытом положении золотника циркуляционного клапана.

findpatent.ru

Циркуляционный клапан

Изобретение относится к испытаниям скважин с прямой и обратной циркуляцией жидкости в трубах. Техническим эффектом изобретения является повышение надежности работы клапана. Для этого внутри корпуса установлен поршень с пружиной в верхней части и цангой в нижней части. При срывании цанги с конусного выступа пружина перемещает поршень в нижнее положение. Вскрываются радиальные каналы и происходит сообщение полости труб с областью затрубного пространства, обеспечивая циркуляцию жидкости в прямом и обратном направлениях с помощью продавочных агрегатов. При этом обеспечивается контроль уровня пластового флюида, полученного в процессе притока, надежность срабатывания клапана и упрощение обслуживания. 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам, используемым при испытании скважин с прямой и обратной циркуляцией жидкости в трубах.

Известен циркуляционный клапан, состоящий из корпуса с радиальными каналами и уравновешенной гидравлической пробки, соединенной с седлом с помощью срезного штифта. (Варламов П.С., Испытатели пластов многоциклового действия. - М.: Недра, 1982 г., с.118). Недостатком указанного циркуляционного клапана является отсутствие сквозного канала для пропуска в трубах приборов на кабеле. Известен циркуляционный клапан со сквозным проходным каналом (принятый за прототип), содержащий корпус с радиальными каналами, гидравлически уравновешенную втулку с уплотнениями и посадочным седлом под сбрасываемый с устья шар, причем втулка в корпусе зафиксирована с помощью срезных штифтов (Каталог фирмы Халлибутрон "Sales and service", Catalog 43, 1985 г., с. 2522-2523). Недостатками данного клапана являются: - необходимость разборки клапана после его срабатывания для замены срезанных штифтов; - неполное открытие радиальных каналов клапана при недостаточной производительности продавочных агрегатов. Задачей изобретения является повышение надежности открытия клапана при любой производительности продавочного агрегата с созданием давления, превышающего давление в трубах от гидростатического столба жидкости над циркуляционным клапаном и быстрого восстановления рабочего состояния клапана без предварительной разборки и без смены изнашиваемых деталей. Поставленная задача достигается тем, что циркуляционный клапан содержит подпружиненный гидравлически уравновешенный полый поршень с конусным седлом в верхней части под сбрасываемый шар, а в нижней части - цангу, опирающуюся на внутренний выступ корпуса и воспринимающую усилие сжатой пружины при закрытом положении клапана. Восстановление рабочего положения клапана производится сжатием пружины и перемещением полого поршня с цангой в исходное положение для повторного использования. Новыми признаками, отличающими изобретение от прототипа, являются: - наличие на полом поршне цанги, опирающейся на внутренний выступ корпуса, что обеспечивает неподвижность поршня при закрытом положении клапана; - наличие сжатой пружины над полым поршнем, что обеспечивает мгновенное перемещение его для открытия радиальных каналов корпуса при создании кратковременного превышения давления в трубах после сброса шара и срыва цанги с выступа внутри корпуса. Таким образом, заявляемый клапан соответствует критерию изобретения "новизна". Заявителю не известны технические решения, содержащие сходные признаки, отличающие заявляемое решение от прототипа, что позволяет сделать вывод о соответствии его критерию "изобретательский уровень". На чертеже показан циркуляционный клапан с закрытыми радиальными каналами и со сброшенным шаром перед созданием давления в трубах над клапаном. Клапан состоит из корпуса 1, внутри которого установлен гидравлически уравновешенный полый поршень 2 с резиновыми уплотнениями 3 одинакового диаметра. Поршень 2 вверху снабжен пружиной 4, а внизу - цангой 5, опирающейся на конусный выступ 6 внутри корпуса 1. Цанга 5 обеспечивает закрытое положение клапана в радиальных отверстиях "а". Верхняя часть поршня 2 выполнена конусообразной (конусное седло "б") для посадки шара 7, сбрасываемого с устья скважины. Циркуляционный клапан устанавливается на трубах в компоновке испытательного оборудования со сквозными каналами на 30-40 м выше испытателя пластов (на чертеже не показано). Спуск клапана производится без шара, с закрытыми радиальными каналами в корпусе. Через сквозной канал клапана при необходимости возможен пропуск геофизических приборов на кабеле в зону исследуемого объекта. Циркуляционный клапан работает следующим образом. Циркуляция (прямая или обратная) производится при открытых радиальных каналах "а" и при закрытом впускном клапане испытателя пластов с целью освобождения труб от пластового флюида, полученного во время притока из пласта. Для открытия радиальных каналов клапана в трубы (заполненные жидкостью) с устья скважины сбрасывается шар 7, который садится в конусное седло "б" в верхнем торце полого поршня 2. Продавочным агрегатом в трубах поднимается давление (Р), которое создает усилие Q=PF, где F - площадь поперечного сечения корпуса 1 в уплотнениях 3. Это усилие должно быть больше усилия цанги 5 на конусном выступе 6. Со срывом цанги с выступа пружина 4 мгновенно перемещает полный поршень 2 в нижнее положение, вскрывая радиальные каналы "а". При этом происходит сообщение полости труб с областью затрубного пространства, обеспечивая циркуляцию жидкости в прямом (из трубы) и в обратном (в трубы) направлениях с помощью продавочных агрегатов. Кроме того, может производиться подъем труб без сифона, т.е. с самоизливом пластового флюида в затрубное пространство, исключая загрязнение поверхности вокруг устья скважины. Для повторного применения клапана достаточно полый поршень 2 вернуть в исходное положение сжатием пружины 4 и установкой цанги на выступ 6. Применение предлагаемого циркуляционного клапана в составе испытательного оборудования позволит контролировать уровень пластового флюида в трубах, полученного в процессе притока, повысить надежность срабатывания клапана при заданном давлении и упростить его обслуживание.

Формула изобретения

Циркуляционный клапан, содержащий корпус с радиальными каналами, уравновешенный полый поршень с уплотнительными элементами и с верхним конусным седлом, отличающийся тем, что полый поршень снабжен в верхней части пружиной и в нижней - цангой, а корпус выполнен с внутренним выступом для фиксации цанги.

РИСУНКИ

Рисунок 1

findpatent.ru

Циркуляционный клапан (варианты)

Предлагаемое изобретение относится к области эксплуатации нефтегазовых скважин, а именно к клапанным устройствам, реагирующим на давление рабочей среды, и предназначено для работы в пакерных компоновках подземного оборудования при проведении скважинных работ, связанных с прокачкой жидких или газообразных сред для сообщения затрубного и внутритрубного пространства.

Циркуляционный клапан (клапан) позволяет многократно создавать и прерывать сообщение указанных пространств за один спуск в скважину.

Известны циркуляционные клапаны типа 2КП и ЗКПО, включающие ствол, имеющий радиальные перепускные и гидравлические каналы. На ствол надет дифференциальный золотник, поджатый пружиной, усилие которой регулируется гайкой. От диаметрального перемещения золотник предохранен винтами, входящими в глухие пазы на стволе (Справочное пособие по газлифтному способу эксплуатации скважин / Ю.В.Зайцев, Р.А.Максутов, О.В.Чубанов и др. - М.: Недра, 1984, стр.90).

Эти клапаны имеют низкую надежность, учитывая, что в момент их открытия под давлением поток среды проходит через уплотнительные элементы, из-за чего могут быть повреждены или срезаны эти уплотнительные элементы. При высоком избыточном давлении состояние дифференциального золотника после открытия клапана не уравновешивается, из-за чего возникает пульсация.

Известен перепускной клапан, работающий от давления рабочей среды и сообщающий затрубное и внутритрубное пространства, и включающий ствол, который имеет один или несколько радиальных гидравлических каналов, верхнюю муфту или нижний переводник, верхнюю и нижнюю трубные резьбы с одинаковыми или разными диаметрами. Ствол выполнен с одного конца с наружной резьбовой проточкой под спиральную пружину и регулирующую гайку, двумя наружными посадочными поверхностями с разными диаметрами и канавками под уплотнительные элементы и установленным на двух наружных посадочных поверхностях ствола дифференциальным поршнем без или с наружной опорной гайкой. Поршень образует со стволом гидравлическую камеру, соединенную с полостью ствола через один или несколько радиальных гидравлических каналов. Согласно изобретению на стволе, с другого конца, выполнены дополнительно наружные резьбовая проточка под спиральную пружину и регулирующую гайку и посадочная поверхность. На наружной посадочной поверхности установлен дополнительный дифференциальный поршень без или с резьбовыми радиальными отверстиями, ограничителем хода, фиксатором и внутренними уплотнительными элементами или размещена защитная втулка для перекрытия уплотнительных элементов в канавках на средней наружной посадочной поверхности ствола при циркуляции потока среды через один или несколько радиальных гидравлических каналов. Дополнительный дифференциальный поршень образует со стволом дополнительную гидравлическую камеру, соединенную с полостью ствола через дополнительно выполненные один или несколько радиальных гидравлических каналов. При этом либо оба дифференциальных поршня, либо дифференциальный поршень и защитная втулка взаимодействуют между собой под усилием одной или обеих спиральных пружин.

При исходном закрытом положении клапана уплотнительные элементы в канавках герметично разобщают верхнюю и/или нижнюю гидравлические камеры от внешнего пространства, а при рабочем открытом положении клапана, с перемещением дифференциального поршня вверх или вниз, либо другой дифференциальный поршень, либо защитная втулка имеют возможность перекрытия уплотнительных элементов (Перепускной клапан Шарифова для циркуляции и регулирования потока среды. / Патент РФ №2288348, Е21В 34/02, Е21В 34/06, заявл. 10.08.2004, опубл. 27.11.2006).

В указанном клапане уплотнительные элементы защищены от воздействия перепада давления при помощи подпружиненной защитной втулки, перекрывающей эти уплотнительные элементы. В клапане за счет регулирования спиральных пружин, установленных по обе стороны ствола, состояние дифференциального поршня после открытия клапана уравновешено, из-за чего не возникают пульсаций.

Недостаток клапана заключается в сложности конструкции, недостаточной надежности работы фиксатора, удерживающего клапан в открытом положении.

Известен циркуляционный клапан 1КЦГ, содержащий корпус с радиальным гидравлическим каналом, установленный в подпружиненном стакане корпуса золотник с гидравлическим каналом, выполненный с канавками под уплотнительные элементы и имеющий фигурный паз, где установлен фиксатор его перемещения.

Клапан срабатывает только при сбрасывании в него с устья седла с шариком, за счет чего создается давление внутри труб, под действием которого золотник перемещается вниз до упора. При увеличении давления опорный бурт седла деформируется и седло с шариком падает вниз, освобождая проход клапана. Под действием пружины золотник движется вверх. Палец фиксатора при этом переходит в длинный паз золотника и фиксирует его в открытом положении. В открытом клапане перепускные гидравлические в корпусе и золотнике совпадают. Для закрытия клапана необходимо сбросить новое седло с шариком и повторить операцию (Справочное пособие по газлифтному способу эксплуатации скважин / Ю.В.Зайцев, Р.А.Максутов, О.В.Чубанов и др. - М.: Недра, 1984, стр.90). Выбран в качестве прототипа.

Недостатки циркуляционного клапана 1КЦГ аналогичны недостаткам клапанов типа 2КП и ЗКПО: низкая надежность из-за среза уплотнительных элементов при прохождении через них рабочей среды под давлением в момент открытия и неуравновешенность золотника. Кроме того, из-за сбрасывания седла с шариком возникает неудобство в эксплуатации, что снижает функциональность клапана.

Задачей заявленного изобретения является повышение надежности и функциональности клапана.

Указанная задача решается тем, что в циркуляционном клапане (по первому варианту), содержащем верхний и нижний переходники, корпус с радиальным гидравлическим каналом и установленный в стакане нижнего переходника полый поршень (поршень), имеющий спиральную пружину, канавки под уплотнительные элементы, радиальный гидравлический канал и фиксатор перемещения поршня, корпус собран из двух частей, соединенных между собой, с верхним и нижним переходниками резьбой и крепежными винтами, поршень выполнен с уступом, кольцевым выступом с уплотнительным кольцом, упором и посадочной поверхностью для его спиральной пружины, снабженной поджимной гайкой, которая по резьбе перемещается по внутренней поверхности одной части корпуса. При этом указанная часть корпуса снабжена ответным упором для взаимодействия с упором поршня и образует с внешней поверхностью поршня гидравлическую камеру, сообщающуюся с затрубным пространством посредством дополнительного радиального гидравлического канала, а для перекрытия уплотнительных элементов в канавках при циркуляции потока рабочей среды через радиальный гидравлический канал другой части корпуса на поршне с зазором установлена предохранительная втулка с дополнительной спиральной пружиной, размещенной в наружной проточке верхнего переходника. Указанная втулка выполнена в виде двух сопрягаемых частей, одна из которых жестко соединена крепежным винтом с поршнем и образует с внешней поверхностью поршня и внутренней поверхностью другой части корпуса гидравлическую камеру, сообщающуюся с внутритрубным пространством посредством осевого гидравлического канала в виде зазора между поршнем и стенками обеих частей предохранительной втулки. Другая часть предохранительной втулки снабжена стопорным винтом и образует с наружной проточкой верхнего переходника и стенкой другой части корпуса гидравлическую камеру, сообщающуюся с внутритрубным пространством радиальным гидравлическим каналом, выполненным в наружной проточке верхнего переходника, при этом стопорный винт помещен в пазу наружной проточки верхнего переходника. Фиксатор перемещения поршня выполнен в виде распорного кольца и кольцевого выступа, выполненного в стенке поршня. Верхний и нижний переходники выполнены с канавками под уплотнительные элементы и с монтажными отверстиями под крепежные винты.

Клапан предназначен для работы в пакерных компоновках подземного оборудования при проведении скважинных работ, связанных с прокачкой жидких или газообразных сред для многократного сообщения затрубного и внутритрубного пространств по заданному давлению во внутритрубном пространстве.

В другом варианте исполнения клапана предлагается конструкция, срабатывающая от действия затрубного давления.

Заявляется циркуляционный клапан (второй вариант), содержащий верхний и нижний переходники, корпус с радиальным гидравлическим каналом и установленный в стакане нижнего переходника полый поршень (поршень), имеющий спиральную пружину, канавки под уплотнительные элементы и фиксатор перемещения поршня, при этом корпус собран из двух частей, загерметизированных относительно друг друга и соединенных между собой, с верхним и нижним переходниками резьбой и крепежными винтами, поршень выполнен с уступом, кольцевым выступом с уплотнительным кольцом, упором и посадочной поверхностью для его спиральной пружины, снабженной поджимной гайкой, которая с зазором установлена относительно поршня и по резьбе перемещается по внутренней поверхности одной части корпуса. Указанная часть корпуса снабжена ответным упором для взаимодействия с упором поршня и образует с внешней поверхностью поршня гидравлическую камеру, сообщающуюся с внутритрубным пространством, а для перекрытия уплотнительных элементов в канавках при циркуляции потока рабочей среды через радиальный гидравлический канал другой части корпуса на поршне с зазором относительно этой части корпуса установлена предохранительная втулка с дополнительной спиральной пружиной, размещенной в наружной проточке поршня. Указанная втулка выполнена в виде двух сопрягаемых частей, одна из которых жестко соединена стопорным винтом с поршнем и образует с внешней поверхностью поршня и внутренней поверхностью другой части корпуса гидравлическую камеру, сообщающуюся с затрубным пространством посредством радиального гидравлического канала в указанной части корпуса и осевого гидравлического канала в виде зазора между стенкой указанной части корпуса и стенками предохранительной втулки, при этом стопорный винт помещен в пазу наружной проточки поршня. Другая часть предохранительной втулки размещена на посадочной поверхности верхнего переходника. Фиксатор перемещения поршня изготовлен в виде распорного кольца, выполненного в стенке поршня. Верхний и нижний переходники выполнены с канавками под уплотнительные элементы и с монтажными отверстиями под крепежные винты.

На фиг.1 представлен клапан, срабатывающий от внутритрубного давления, в закрытом состоянии.

На фиг.2 представлен клапан, срабатывающий от внутритрубного давления, в открытом состоянии.

На фиг.3 представлен вариант клапана, срабатывающий от затрубного давления, в закрытом состоянии.

На фиг.4 представлен вариант клапана, срабатывающий от затрубного давления, в открытом состоянии.

Клапан (фиг.1 и фиг.3) состоит из корпусов 1 и 2, соединенных между переходниками 3 и 4 резьбой 5 и крепежными винтами 6, а между собой - резьбой 7 и крепежным винтом 8. Внутри корпусов 1 и 2 расположены: полый поршень 9, помещенный в стакане 10 нижнего переходника 4, предохранительные втулки 11 и 12, пружины 13 и 14, винты 15 и 16, поджимная гайка 17 и пружинное кольцо 18. Внутренняя (внутритрубная) полость клапана герметизирована от затрубной полости уплотнительными кольцами 19 и 20. Полый поршень 9 выполнен с кольцевым выступом 21, образующим с пружинным кольцом 18 фиксатор перемещения полого поршня 9, уступом 22 с уплотнительным кольцом 23 и упором 24. Кольцевой выступ 21 взаимодействует с пружинным кольцом 18, а упор 24 - с пружиной 14. Корпус 2 выполнен с выступом 25. Верхний и нижний переходники снабжены уплотнительными элементами 26 и 27. В корпусе 1 выполнен радиальный гидравлический канал 28, сообщающий в открытом состоянии клапана затрубное и внутритрубное пространства. Поджимная гайка 17 перемещается по резьбе 29 на внутренней стенке корпуса 2.

По первому варианту (клапан, срабатывающий от внутритрубного давления) предохранительные втулки 11 и 12 установлены относительно поршня 9 с зазором 30, гидравлически соединенным посредством дополнительного радиального гидравлического канала (отверстия) 31 с внутритрубным пространством. Стопорный винт 16 жестко связан с втулкой 12 и перемещается в пазу 32, выполненном на посадочной поверхности верхнего переходника 3. Крепежный винт 15 соединяет предохранительную втулку 11 с поршнем 9. Длина паза 32 рассчитана таким образом, чтобы предохранительная втулка 12 не выдвигалась на отверстие 28. Посредством отверстия 31 и зазора 30 полость «А» (фиг.1) в исходном состоянии соединяется с внутритрубным пространством.

Внутренняя стенка части корпуса 2 образует с внешней поверхностью поршня 9 гидравлическую камеру (полость расположения пружины 14), сообщающуюся с затрубным пространством посредством дополнительного радиального гидравлического канала 33, предохранительная втулка 12 образует с наружной проточкой верхнего переходника 3 и стенкой части корпуса 1 гидравлическую камеру (полость расположения пружины 13), сообщающуюся с внутритрубным пространством радиальным гидравлическим каналом 31, выполненным в наружной проточке верхнего переходника.

По второму варианту (клапан, срабатывающий от затрубного давления) предохранительные втулки 11 и 12 установлены относительно части корпуса 1 с зазором 34 (фиг.3), гидравлически соединенным посредством радиального гидравлического канала (отверстия) 28 с затрубным пространством. Стопорный винт 16 жестко связан с предохранительной втулкой 12 и перемещается в пазу 35, выполненном на поверхности поршня 9. Предохранительная втулка 11 размещена на посадочной поверхности верхнего переходника.

Предохранительная втулка 12 образует с внешней поверхностью поршня и внутренней поверхностью первой части корпуса гидравлическую камеру «Б» (полость расположения пружины 13), сообщающуюся с затрубным пространством посредством радиального гидравлического канала 28 в указанной части корпуса и осевого гидравлического канала в виде зазора 34 между стенкой указанной части корпуса и стенками предохранительной втулки 12.

Вторая часть корпуса образует с внешней поверхностью поршня гидравлическую камеру (полость расположения пружины 14), сообщающуюся с внутритрубным пространством посредством радиального отверстия 36.

Первая и вторая части корпуса загерметизированы относительно друг друга уплотнительным элементом 37.

В исходном состоянии за счет усилия пружин 13 и 14, тарированных на определенное равновесие внутритрубного и затрубного давлений, предохранительные втулки 11 и 12 соединены между собой и клапан закрыт (фиг.1, фиг.3). При этом предохранительная втулка 11 перекрывает собой отверстие 28 и предохраняет уплотнения 19 и 20 от воздействия перепада давления.

Клапан по первому варианту работает следующим образом: на фиг.2 видно, что при подаче импульса внутритрубного давления рабочей среды (жидкость, газ), рабочая среда через отверстие 31, проходя зазор 30, попадает в полость «А» и воздействует на уступ 22 поршня 9, который, перемещаясь вниз, посредством упора 24 сжимает пружину 14. При этом поршень 9 через винт 15 увлекает за собой предохранительную втулку 11. Ход поршня 9 рассчитан так, чтобы левый торец предохранительной втулки 11 остановился на нижней границе отверстия 28. Предохранительная втулка 12 под действием пружины 13 перемещается вслед за предохранительной втулкой 11 (без зазора) до конца паза 32 на переходнике 3, при этом она перекрывает уплотнительное кольцо 19, а ее нижний торец оказывается на верхней границе отверстия 28. Таким образом, через отверстие 28 открывается сообщение внутритрубного и затрубного пространств, при этом уплотнительное кольцо 19 оказывается защищенным от потока, возникающего в результате перепада давления между названными полостями.

При дальнейшем движении поршня 9 вниз кольцевой выступ 21 надвигается на пружинное кольцо 18, разжимая его, усиливает действие пружины 14.

При дальнейшем движении вниз кольцевой выступ 21 сходит с пружинного кольца 18, тем самым происходит фиксация поршня 9 в данном положении и предотвращается его пульсация.

После падения внутритрубного давления рабочей среды под действием пружины 13 поршень 9 стремится вернуться в исходное состояние, но этому препятствует пружинное кольцо 18, поджатое кольцевым выступом 21, тем самым снижается уровень перепада давления и достигается уравновешенность клапана. По достижении определенного уровня перепада давления движение поршня 9 вверх продолжится и кольцевой выступ 21 поршня 9 освобождает пружинное кольцо 18. Отверстие 28 закрывается за счет сдвига предохранительной втулки 11 вверх вместе с поршнем 9.

Клапан по второму варианту исполнения работает следующим образом: на фиг.4 видно, что при подаче импульса затрубного давления рабочей среды (жидкость, газ), рабочая среда через отверстие 28 и проходя зазор 34, попадает в полость «Б» и воздействует на уступ 22 поршня 9, который, перемещаясь вниз, посредством упора 24 сжимает пружину 14. При этом поршень 9 через винт 16 увлекает за собой предохранительную втулку 12. Ход поршня 9 рассчитан так, чтобы верхний торец предохранительной втулки 12 остановился на нижней границе отверстия 28 за счет хода стопорного винта 16 в пазу 34. Предохранительная втулка 11 под действием затрубного давления остается на наружной проточке верхнего переходника и перекрывает уплотнительные кольца 19 и 20. Таким образом, через отверстие 28 открывается сообщение внутритрубного и затрубного пространств, при этом уплотнительные кольца 19 и 20 оказываются защищенными от потока, возникающего в результате перепада давления между названными полостями.

При этом при движении поршня 9 вниз кольцевой выступ 21 надвигается на пружинное кольцо 18, разжимая его, усиливает действие пружины 14, сжимая ее.

После падения затрубного давления рабочей среды, под действием пружины 13, поршень 9 стремится вернуться в исходное состояние, но этому препятствует пружинное кольцо 18, поджатое кольцевым выступом 21, тем самым снижается уровень перепада давления и достигается уравновешенность клапана. По достижении определенного уровня перепада давления движение поршня 9 вверх продолжится и кольцевой выступ 21 поршня 9 освобождает пружинное кольцо 18. Отверстие 28 закрывается за счет сдвига вместе с поршнем 9 предохранительной втулки 12 вверх к предохранительной втулке 11 (без зазора).

edrid.ru

Циркуляционный механический клапан - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Циркуляционный механический клапан

Cтраница 1

Циркуляционный механический клапан предназначен для сообщения трубного и затрубного пространства при освоений скважин посредством прямой или обратной промывки, а также его можно использовать для глушения скважин. Циркуляционный гидравлический клапан 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. Управление циркуляционными клапанами механического и гидравлического действия осуществляется с помощью инструментов канатной техники. [1]

Циркуляционный механический клапан в составе комплекса предназначен для сообщения трубного и затрубного пространств при освоении скважин посредством прямой или обратной промывки. Может быть использован для глушения скважин. [2]

Циркуляционный механический клапан предназначен для сообщения трубного и затрубного пространства при освоении скважин посредством прямой или обратной промывки, а также его можно использовать для глушения скважин. Циркуляционный гидравлический клапан 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. Управление циркуляционными клапанами механического и гидравлического действия осуществляется с помощью инструментов канатной техники. [4]

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]

www.ngpedia.ru

Циркуляционный клапан в газовой скважине

Циркуляционный клапан - механическое действие

Циркуляционный клапан - механическое действие

Способ глушения пакерующей газовой скважины

Циркуляционный клапан выравнивания давления в скважине и скважинная насосная установка

Циркуляционный клапан

Газовые скважины. Особенности конструкции газовых скважин. Оборудование устья скважин, страница 2

Циркуляционный клапан выравнивания давления в скважине и скважинная насосная установка

Циркуляционный клапан

Циркуляционный клапан (варианты)

Циркуляционный механический клапан - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Циркуляционный механический клапан

Смотрите также