Заканчивание скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт Геологии и нефтегазодобычи

Кафедра: «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

РЕФЕРАТ НА ТЕМУ

«ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН»

Выполнил: ст.гр ЭДНб-13-3

Старшинов Леонид Сергеевич

Проверил: ассистент кафедры РЭНГМ

Краснова Екатерина Ивановна

г. Тюмень, 2014г.

Заканчивание скважин

После того как скважина пробурена и опробована, она может быть затампонирована или ликвидирована, если признана сухой, либо закончена, т.е. введена в эксплантацию в качестве добывающей посредством установки определенного набора труб.

Осадочная колонна

Для заканчивания скважины в нее всегда помещают тонкостенную стальную обсадную трубу. Множество обсадных свечей одного диаметра соединяют между собой, образуя длинную обсадную колонну. Её опускают в скважину и цементируют по стенкам ствола скважины.

Обсадная колонна предназначена для стабилизации скважины и предотвращения оседания стенок. Она не пропускает подземные пресные воды к нефти, газу и соленой воде, которые поднимаются вверх по скважине в процессе добычи.

Обсадочная труба - это цельнотянутая труба, изготовленная в соответствии со стандартами американского нефтяного института, ее длинна от 5 м. до 15 м., однако в среднем длинна свечи обсадной колоны составляет 10м. Ее диаметр 11,5-91,5 см.

После ОЗЦ и разбуривания излишнего цемента эксплуатационная колонна подвергается испытанию на герметичность двумя способами - избыточным давлением и снижением уровня в скважине. Колонна считается герметичной, если при испытании избыточным давлением оно снизилось в течение 30 минут на величину не более 5 кгс/см2, а при снижении уровня в течение 8 часов уровень поднимается не выше 2 м. В отдельных случаях величина избыточного давления и глубина снижения уровня могут быть изменены по согласованию с авторами проекта.

Верхняя часть эксплуатационной колонны оборудуется устройствами, позволяющими нормально эксплуатировать скважину. Для всех скважин на устье монтируют фонтанные арматуры. Выбор типа колонной головки и фонтанной арматуры производят по величине ожидаемого устьевого давления и дебита.

Фонтанная арматура монтируется так, чтобы был свободный доступ к любой из ее задвижек. Выкидные линии, идущие от фонтанной арматуры к амбару, не уложенные в траншею, должны быть закреплены с помощью анкеров. На фонтанной арматуре устанавливают два манометра: на буфере фонтанной елки и затрубном пространстве. На выкидных линиях монтируется кран высокого давления для отбора проб.

Заканчивание скважин, вскрывших истощенные пласты, чаще производят первыми двумя способами. Перед вскрытием водозакрывающую колонну устанавливают в кровле продуктивного пласта; вскрыв продуктивный пласт, спускают хвостовик или фильтр. При отсутствии водозакрывающей колонны после вскрытия истощенного пласта спускают обсадную колонну с фильтром против пласта и при помощи манжетной заливки цементируют ее выше нефтеносного пласта. Фильтры могут быть как с круглыми, так и со щелевидными отверстиями. Щелевидные фильтры дороги в изготовлении и не всегда надежно предотвращают поступление песка в скважину, или часто засоряются. Поэтому применяют и другие способы оборудования забоя для предотвращения поступления песка в скважину. Например, забой скважины иногда оборудуют металлокерамическими, песчано-пластмассовыми или гравийными фильтрами.

Заканчивание скважин с созданием гравийного фильтра в необсаженном продуктивном интервале, сложенном слабосцементированными песчаниками, признано наиболее эффективным методом предотвращения пескопроявлений и обеспечения длительной эксплуатации высокодебитных скважин без снижения их производительности и остановок на ремонт.

Заканчивание скважины с цементированием и перфорацией при зажигании нефтяного пласта глубинными нагревателями нежелательно, ибо вследствие теплового расширения могут произойти повреждения. Такое заканчивапие наиболее целесообразно при самопроизвольном зажигании пласта в ограниченном интервале.

Заканчивание скважины с цементированием и перфорацией колонны при зажигании нефтяного пласта глубинными нагревателями нежелательно, ибо вследствие теплового расширения могут произойти повреждения. Такое заканчивание наиболее целесообразно при самопроизвольном зажигании пласта в ограниченном интервале.

Заканчивание скважин производится либо открытым забоем, либо креплением продуктивных горизонтов обсадными колоннами диаметром 127 или 114 мм. Зачастую используют комбинированные эксплуатационные колонны. Для выполнения подобных конструкций разработаны технологические приемы и оборудование.

Заканчивание скважины и ее освоение после работ по бурению второго ствола проводятся как обычно.

Заканчивание скважины включает следующие основные виды работ: вскрытие продуктивного горизонта, конструктивное оформление ствола скважины в интервале продуктивного горизонта и изоляция его от соседних интервалов с водоносными и проницаемыми пластами, создание гидродинамической связи продуктивного горизонта со скважиной, исследование продуктивных пластов, освоение продуктивных пластов с промышленными запасами.

Заканчивание скважин можно также проводить, применяя водные растворы ПАВ, которые предохраняют от закупорки поровое пространство нефтяных пород инородной жидкостью или ее эмульсией с нефтью.

Для заканчивания скважин используют в основном пены на гидрофобизированной основе ( дизельное топливо вода), так как они не теряют пенообразующей способности в контакте с нефтью и выбуренной породой и исключают отрицательное действие воды на горные породы, слагающие стенки ствола.

Дисциплина Заканчивание скважин играет большую роль в формировании специалиста по бурению нефтяных и газовых скважин. Рассматриваемый в указанной дисциплине цикл работ является наиболее ответственным, так как от качества выполнения этих работ в решающей степени зависит функционирование скважины как долговременного и качественного промышленного объекта.

Опыт заканчивания скважин на Салымском месторождении показывает, что для баженовской свиты наиболее рациональна конструкция с открытым забоем.

Технология заканчивания скважин в терригенных отложениях с использованием ТЖУ получила признание специалистов и широко внедряется в производство. За 1984 - 86 гг. на предприятиях ПО Татнефть она использована на 764 - х объектах.

Условия заканчивания скважины на ПХГ предусматривают применение промывочных жидкостей с плотностью от 0 7 до 1 8 г / см3 и устойчивыми показателями реологич. При наличии в разбуриваемой породе глинистых минералов промывочная жидкость должна проявлять ингибирующее действие на гидратацию и диспергирование глин.

Опыт заканчивания скважин на Салымском месторождении показал, что наиболее рациональная конструкция забоя для баженовской свиты - открытый забой, несмотря на то, что в разрезе свиты имеются трещинные зоны, которые неустойчивы и могут осыпаться, осложняя эксплуатацию скважин. На месторождении применяются четыре вида конструкций открытого забоя, из которых наибольшее распространение получил спуск 114-мм потайной колонны-фильтра с просверленными в ней в шахматном порядке через каждые 10 см отверстиями диаметром 10 мм из расчета 20 отверстий на 1 м колонны.

Стоимость заканчивания скважин с современным оборудованием по сравнению с заканчиванием обычным методом снижается на 1C % для скважин, расположенных на суше, на 53 % - на прибрежных участках и на 85% - в открытом море.

Качество заканчивания скважин оценивается потерями давления на фильтрацию жидкости в призабойной зоне пласта, приведенным радиусом, величинами скин-эффекта и коэффициентом совершенства скважины. При положительном значении скин-эффекта и значительном ( свыше 50 %) перепаде давления, обусловленном дополнительными сопротивлениями при фильтрации жидкости в призабойной зоне, скважину включают в число первоочередных для проведения работ по повышению ее продуктивности.

Вопросы заканчивания скважин в той или иной мере освещены в ряде учебников по технологии бурения скважин.

Для многорядного заканчивания скважин со спуском нескольких обсадных колонн малого диаметра этой фирмой спроектирован и изготовлен специальный пакер.

При заканчивании скважин гидравлический разрыв часто происходит при пуске насосов, бурении, промывке, проработке, спуске бурильного инструмента, особенно когда плотность бурового раствора завышена.

При заканчивании скважины с конструкцией забоя, продуктивный объект вскрывают совместно с вышележащими отложениями с использованием бурового раствора, не ухудшающего коллекторских свойств пласта, до забоя спускают эксплуатационную колонну, скважину цементируют, а гидродинамическую связь с пластом осуществляют, применяя кумулятивную, пулевую или гидропескоструйную перфорацию.

При заканчивании скважин с оборудованием забоя для задержания песка, а также при капитальном ремонте используют и другие методы и операции, в которых отказ от специальных рабочих жидкостей предотвращает снижение проницаемости. Для удаления висячих и забойных песчаных пробок используют желонки на тросе и гидростатические. При импульсной вакуумной промывке можно удалить вынесенные в скважину обломки посредством ловушки, размещенной у башмака рабочих труб, на которых спускают подземное оборудование для этого процесса.

При заканчивании скважины выбор промывочной жидкости существенно влияет на продуктивность и механич. Буровой раствор должен быть нетоксичным, взрыво - и пожаробезопасным.

При заканчивании скважин турбинным способом необходимо соблюдать оптимальное соотношение между диаметрами забойного двигателя и скважины для сохранения условия, обеспечивающего интенсивность очистки забоя.

При заканчивании скважин в слабосцементированном коллекторе резко изменяется напряженное состояние горных пород в прифильтро-вой зоне, что вызывает изменение их физико-механических характеристик. Происходит это под влиянием повторно-импульсных гидродинамических нагрузок, колебаний температуры и воздействия фильтрата промывочной жидкости.

При заканчивании скважин турбинным способом нужно соблюдать оптимальное соотношение между диаметрами забойного двигателя и скважины для сохранения условия, обеспечивающего интенсивность очистки забоя.

При заканчивании скважин бурением призабойная зона последних часто загрязняется отфильтровавшимся глинистым раствором, что приводит к закупорке пор пласта и снижению естественной проницаемости пород.

При заканчивании скважин не только вскрытие пласта, но и освоение этих скважин должны проводиться с применением промывочных растворов, содержащих ПАВ.

При заканчивании скважины для многопластовой эксплуатации или для целей нагнетания было доказано, что хвостовик в интервале продуктивных горизонтов и нагнетания должен оборудоваться оснасткой - центраторами, скребками, что обеспечивает качественную цементную перемычку между зонами.

При заканчивании скважины с конструкцией закрытого типа продуктивный объект вскрывают вместе с вышележащими отложениями с использованием бурового раствора, не ухудшающего коллекторские свойства пласта. В забой спускают эксплуатационную колонну, скважину цементируют, а гидродинамическая связь с пластом осуществляется с применением пулевой, кумулятивной или гидропескоструйной перфораций.

При заканчивании скважин с открытым забоем иногда используются специальные заряды ВВ, имеющие твердую и прочную оболочку из стекла. Когда такие заряды взрываются, образующиеся осколки действуют как маленькие снаряды, бомбардирующие фильтрующую поверхность продуктивного пласта. При этом они облегчают разрушение закупоривающих осадков ( например, гипса) или даже самой породы пласта. Если при взрыве в породе образуются какие-либо трещинки, осколки стеклянной оболочки попадают в них и способствуют удержанию их в раскрытом состоянии.

При заканчивании скважин сообщение закрепленной обсадными трубами и зацементированной скважины с продуктивными пластами, как правило, осуществляется путем прострела обсадной колонны и цементного камня перфораторами. В результате сильных ударов цементный камень может растрескаться, что приведет к нарушению разобщения пластов. Свойства тампонажного материала должны обеспечивать получение такого цементного жамня, который не растрескивался бы при перфорации.

При заканчивании скважины выше продуктивного интервала между колоннами насосно-компрессорных и обсадных труб рекомендуется устанавливать пакер, а кольцевое пространство над ним заполнять надпакерной жидкостью. Такая операция является просто мерой безопасности. Если этого не делать, то на обсадную головку будет воздействовать давление, равное пластовому при заканчивании скважины на залежь сухого газа или пластовому минус давление столба жидкости в кольцевом пространстве при заканчивании скважины на нефтяной коллектор.

Предусмотрено также заканчивание скважин с закрытым типом эксплуатационного забоя, что реализовано на практике.

Жидкости для заканчивания скважин могут содержать твердые частицы, способные вызывать глубокую кольматацию пласта и значительное снижение его проницаемости. Чистые или не содержащие механических примесей жидкости часто циркулируют без поглощения пластом даже при значительной репрессии на проницаемые интервалы. В таких случаях твердые частицы, попавшие в жидкость в виде остатков глинистой корки и ржавчины из наземных резервуаров и труб, а также осаждающихся из растворов окислов железа, закупоривают проницаемую зону. Снижение проницаемости в этом случае может быть очень существенным ( до 90 %) ив значительной степени необратимым.

В случае заканчивания скважины с конструкцией забоя, при grad р11Л 0 1 МПа / 10 м, ku 0 1 мкм2 или Ат 0 01 мкм2 вскрытие продуктивного объекта осуществляют совместно с вышележащими отложениями, до забоя спускают эксплуатационную колонну, оборудованную в нижней части фильтром, и скважину цементируют с подъемом тампонажного раствора от кровли продуктивного пласта, для чего используют пакеры типа ПДМ конструкции ВНИИБТ.

Технологический процесс заканчивания скважин с использованием воздуха или газа требует обязательного перекрытия всего геологического рзреза обсадной колонной до кровли продуктивного пласта. Башмак последней устанавливают, не доходя 3 - 5 м до кровли этого пласта, и колонну цементируют в соответствии с установленными техническими правилами, принятыми в данном районе.

При проектировании заканчивания скважин с использованием газообразных агентов предполагается, что имеется достаточно полная информация по продуктивному пласту, полученная по ранее пробуренным скважинам с использованием буровых работ. К ней относятся: проницаемость, пористость, мощность горных пород, представляющих коллектор и их число, а также мощность отложений, в которых залегают коллекторы, извлекаемый из них продукт ( нефть или газ), пластовое давление и дебиты в каждом продуктивном пласте. Кроме того, необходимы данные по отработке долот и применяемым способам бурения.

Применительно к заканчиванию скважин это означает, что при глушении скважин реагентом Т будет совмещаться процесс подъема бурильного инструмента после бурения и спуск лифта с операцией по интенсификации притока.

Применительно к заканчиванию скважин исследование их геофизическими методами осуществляется в следующих направлениях: изучение геологического разреза скважины; изучение технического состояния скважин; проведение перфорационных, взрывных и прочих работ в скважинах. заканчивание скважина селективный инструмент

Когда при заканчивании скважин в низкопроницаемых трещинно-поровых коллекторах вынуждены применять конструкции с цементированием эксплуатационной колонны в интервале продуктивного объекта, вскрывать его надо только гидропескоструйной перфорацией с обеспечением глубокого проникновения канала в пласт.

Вместе с тем заканчивание скважин в условиях проявления сероводорода связано с большими трудностями. Сероводород может существенно нарушить процессы вскрытия пластов, крепления и освоения скважин. При этом есть опасность отравления обслуживающего персонала, возникновения взрывов и пожаров, коррозии бурильной колонны и бурового оборудования, аварий в скважине. По химической агрессивности коррозионному воздействию и токсичности сероводород является уникальным веществом, практически не имеющим в природе аналогов по комплексности своего отрицательного влияния на все окружающее.

Успешная проводка и заканчивание скважин в значительной степени зависят от правильного выбора конструкции, которая обеспечивает разделение зон, характеризующихся несовместимыми буровыми растворами.

Селективное заканчивание скважин

Вячеслав Щапин, генеральный директор ЗАО «РИТЭККубаньнефтемаш»

Заканчивание скважин является наиболее важным и экономически значимым этапом при строительстве скважин. Промысловая практика убедительно свидетельствует, что качество выполнения работ этого этапа, начиная от вскрытия продуктивного пласта бурением и заканчивая вызовом притока, оказывает непосредственное влияние на достижение скважиной потенциально возможных дебитов нефти, газа и газового конденсата, ее эксплуатационную надежность и срок эффективной эксплуатации. Один из инновационных проектов компании «РИТЭК» в этой области направлен не просто на повышение качества заканчивания, а, по существу, на изменение общепринятой в России концепции разработки многопластовых залежей, пройденных одной скважиной.

Сегодня существуют хорошо отработанные технологии заканчивания скважин. В то же время их применение позволяет разрабатывать лишь один продуктивный объект даже в тех случаях, когда скважиной пройдена многопластовая залежь.

В зарубежной практике уже используются инновационные решения по совместной эксплуатации продуктивных пластов многопластовых залежей, получивших название технологий селективного заканчивания скважин.

Промысловые испытания

Впервые в России практическое применение технологии селективного заканчивания скважин было проведено в 2001 году на многопластовых Енорусскинском и Черемуховском месторождениях, принадлежащих компании «РИТЭК». Именно тогда, оценивая возможности и потенциал ее развития, специалистами НГДУ «ТатРИТЭКнефть» был начат проект по совместной эксплуатации нескольких продуктивных объектов, пройденных одной скважиной.

Поскольку в номенклатуре продукции, выпускаемой отечественными машиностроителями для нефтегазового комплекса, отсутствовали даже примерные аналоги скважинного оборудования, необходимого для практической реализации технологии, «РИТЭК» первые испытания проводил на оборудовании американских производителей. Тем не менее убежденность в перспективности начинания позволила руководителям компании одновременно принять решение и приступить к организации производства необходимых технических средств на собственном машиностроительном предприятии «РИТЭККубаньнефтемаш».

Первоначальные испытания полностью подтвердили прогнозные оценки. Однако они же показали, что в полном объеме преимущества данной технологии могут быть получены лишь в случае ее доработки с учетом особенностей геологического строения месторождений. В процессе доработки вносились соответствующие конструкционные изменения на вновь организуемом производстве необходимого скважинного оборудования. В результате НГК страны получил новейшее оборудование для качественного заканчивания многопластовых, а в осложненных условиях однопластовых скважин.

Нефтяники считают, что летом 2003 года в НГК России произошло событие, которое с технической точки зрения можно рассматривать как революционное. Именно в это время на месторождениях «РИТЭКа» в Татарстане новые скважины стали оснащаться инструментом селективного заканчивания (ИСЗС), производимым на мощностях завода «РИТЭККубаньнефтемаш».

Технико-технологическая база

По существу, идея внедряемой технологии достаточно проста. Но ее техническая реализация представляет собой сложную инженерную задачу.

В процессе цементирования при установке обсадной колонны в зоне пласта устанавливаются золотниковые модули, управляемые специальным инструментом. Используя данный инструмент, технолог имеет возможность в режиме реального времени открыть или закрыть любой из модулей, обеспечив, тем самым, интеграцию скважины и пласта в единую добычную систему или, наоборот, их разобщение.

Полный комплект скважинного оборудования, освоенный к производству заводом «РИТЭККубаньнефтемаш», получил название модульного инструмента селективного заканчивания скважин.

Комплекты ИСЗС, количество которых зависит от числа планируемых к одновременной разработке продуктивных пластов, опускаются в скважину в составе компоновки эксплуатационной колонны.

Возможности инструмента селективного заканчивания скважин

В результате модернизаций, проведенных по результатам промысловых испытаний технологии, в первоначальную конструкцию инструмента селективного заканчивания скважин были внесены изменения, позволяющие говорить о том, что сегодня в НГК РФ существует новейшее оборудование для качественного заканчивания многопластовых скважин, эффективной подготовки пластов и продуктивной эксплуатации скважины.

Главным достоинством инструмента селективного заканчивания скважин, производство которого налажено на заводе «РИТЭККубаньнефтемаш», является его способность надежно изолировать:

каждый из пластов, пройденных скважиной, от контакта с цементным раствором во время цементирования скважины;

продуктивные пласты от взаимных перетоков флюидов;

продуктивные пласты от водяных.

Изоляция продуктивных пластов от водяных достигается установкой сверху и снизу каждого продуктивного пласта наливных пакеров, оснащенных байпасными проходами, благодаря которым цементный раствор при цементировании ствола скважины движется, минуя пласт. Кроме изоляции, такое решение исключает негативное воздействие на пласт давления цементирования.

ИСЗС комплектуется золотниковыми клапанами, обеспечивающими интеграцию или разобщение эксплуатационной колонны с пластом. При этом установка золотниковых клапанов рядом с верхним или нижним наливными пакерами дает возможность выполнять (с помощью набора специальных инструментов, спускаемых на НКТ) очистку примыкающей к скважине поверхности пласта от бурового раствора, а также обработку химреагентами не только поверхности, но и самого пласта. Промысловые испытания показали, что во многих случаях это позволяет получить приток даже из тех объектов, которые при использовании традиционных технологий заканчивания скважин не работали.

Оснащение каждого пласта скважины ИСЗС позволяет осуществлять в скважине без ее засорения, перетоков, разбуривания и перфорирования целый ряд важных операций. Таких, например, как:

тестирование;

обработка;

добыча;

избирательное перекрытие;

управление отдельными участками мощных пластов, разделенных наливными пакерами.

Существующая возможность управления золотниковыми клапанами обеспечивает, без извлечения НКТ, поочередное нагнетание в разные пласты различных технологических жидкостей. Например, воды с целью поддержания пластового давления. Очевидно, что использование этой возможности приводит к значительной экономии материальных средств, поскольку в данном случае отсутствует необходимость строительства дополнительных нагнетательных скважин, ориентированных на поддержание пластового давления в каждом отдельно взятом пласте.

Конструкторами ИСЗС предусмотрен вариант его оснащения золотниковыми клапанами с противопесочными фильтрами с естественными и искусственными гравийными набивками. В результате в случае освоения пескующих скважин инструмент сохраняет все возможности борьбы с песком в открытом стволе, используемые в традиционных технологиях.

Состав и назначение основных элементов ИСЗС

Комплект инструмента селективного заканчивания скважин в своем составе может содержать следующие модули (рис. 1):

верхнего и нижнего наливных пакеров;

добывающие золотниковые;

контрольно-промывочные золотниковые;

проставочных секций;

управления золотниковыми клапанами.

Модули верхнего и нижнего наливных пакеров ИСЭС изолируют продуктивный пласт в процессе цементирования колонны от цементного раствора.

Пакерующий резиновый рукав наполняется жидкостью после установки всего комплекса ИСЗС в скважине путем срезания сбивных заглушек клапаном-пробкой, изготовленным из разбуриваемых материалов.

Срезав заглушки, клапан-пробка останавливается на кольце-стоп. При удержании давления в пределах 8,5-9,0 МПа в течение 15-20 мин. происходит наполнение жидкостью резиновых рукавов (оболочек) пакерного модуля.

При давлении 12,0 МПа клапан в пробке срезается и в затрубном пространстве, через байпасы ИСЗС, восстанавливается циркуляция. Факт наличия циркуляции с некоторым повышением давления свидетельствует о том, что наливные пакеры находятся в рабочем состоянии и скважина подготовлена к цементированию.

Золотниковое устройство отсекает поступление цементного раствора под резиновый рукав при достижении давления заполнения в 8,0 МПа. При этом изменение давления в колонне не приводит к изменению давления под резиновым рукавом. Цементный раствор от забоя к устью скважины проходит по байпасному пространству.

Каждый из модулей золотниковых клапанов устанавливается в строго определенном месте.

Добывающий золотниковый модуль размещается в том месте продуктивного пласта, которое рекомендовано геологической службой нефтяной компании. Он имеет 8 отверстий диаметром 18 мм и оснащен фильтрующим элементом, изготовленным из нержавеющей проволоки с ячейкой 0,2 мм.

Контрольно-промывочные золотниковые модули, входящие в состав ИСЗС, должны быть установлены по верхней и нижней кромке продуктивного пласта. Как и добывающие, промывочные золотниковые модули имеют по 8 отверстий диаметром 18 мм.

Существенно, что открыв золотники промывочных модулей и закрыв аналогичные устройства добывающих, после установки пакера в районе последних появляется возможность проводить полный комплекс технологических операций, направленных на повышение нефтеотдачи пласта. Например, намыв песка или гравия, кислотную обработку, мероприятия по ППД и др.

Модули проставочных секций предназначены для обеспечения точной установки в стволе скважины золотниковых модулей. Испытания показали, что задача решается в случае комплектации ИСЗС проставочными секциями пяти размеров -- 500 мм, 1000 мм, 1500 мм, 3000 мм и 6000 мм.

К настоящему времени налажено серийное производство трех типов модулей (механизмов) управления золотниковыми клапанами, любой из которых спускается в скважину на колонне труб НКТ (рис. 2).

В механизме управления золотниками 1-го типа (рис. 2а) приведение его кулачков в рабочее положение происходит при давлении 2 МПа. После открытия или закрытия золотника при увеличении давления до 8 МПа кулачки складываются в транспортное положение.

Выход кулачков в рабочее положение в механизме управления золотниками прямого действия (рис. 2б) происходит при подаче на его поршень давления в 4 МПа. При сбрасывании давления пружинный узел механизма возвращает кулачки в транспортное положение.

Приведение кулачков в рабочее положение в механическом модуле управления (рис. 2в) производится сдвигом колонны труб НКТ вниз и последующим вращением вправо на 7-8 оборотов. После выполнения необходимых операций с золотником механизм переводится в транспортное положение подъемом труб на 300 мм и вращением вправо на 7-8 оборотов.

Размещено на Allbest.ru