ГАЗЛИФТНЫЙ КЛАПАН, ИМЕЮЩИЙ СРЕЗАЮЩИЙ МЕХАНИЗМ ОТКРЫВАНИЯ, ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ИСПЫТАНИЙ ПОД ДАВЛЕНИЕМ
GAS LIFT VALVE WITH A CUTTING OPENING MECHANISM FOR PRESSURE TESTING

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
[0001] Для добычи углеводородных флюидов из подземного пласта ствол скважины пробуривают в представляющей интерес области пласта. Затем ствол скважины может быть закончен путем введения обсадной колонны в ствол скважины и закрепления обсадной колонны с использованием цемента. В ином случае ствол скважины может быть оставлен необсаженным в виде незакрепленного обсадными трубами ствола скважины или может быть обсажен только частично. Независимо от формы ствола скважины эксплуатационную насосно-компрессорную колонну спускают в ствол скважины для транспортировки добываемого флюида (например, углеводородного флюида, который может также включать в себя воду) на поверхность.
[0002] Часто давление в стволе скважины является недостаточным для естественного подъема добываемого флюида по эксплуатационной насосно-компрессорной колонне на поверхность. В этих случаях можно использовать систему искусственного подъема для переноса добываемого флюида на поверхность. Система искусственного подъема одного вида представляет собой газлифтную систему, к которой относятся системы двух основных видов: извлекаемые на насосно-компрессорной колонне газлифтные системы и извлекаемые на тросе газлифтные системы. В газлифтной системе каждого вида используются несколько газлифтных клапанов, разнесенных вдоль эксплуатационной насосно-компрессорной колонны. Газлифтные клапаны позволяют газу протекать из кольцевого пространства в эксплуатационную насосно-компрессорную колонну, так что газ может поднимать добываемый флюид в эксплуатационной насосно-компрессорной колонне. Кроме того, газлифтные клапаны предотвращают протекание флюида в противоположном направлении из эксплуатационной насосно-компрессорной колонны в кольцевое пространство.
[0003] Типичная извлекаемая на тросе газлифтная система 10 показана на фиг. 1. Операторы нагнетают сжатый газ G в кольцевое пространство 22 между эксплуатационной насосно-компрессорной колонной 20 и обсадной колонной 24 в обсаженном стволе 26 скважины. С помощью клапанной системы 12 нагнетаемый газ G подают с поверхности и обеспечивают возможность выхода добываемого флюида из газлифтной системы 10.
[0004] В камерах 30 с боковыми карманами, разнесенных вдоль эксплуатационной насосно-компрессорной колонны 20, газлифтные клапаны 40 удерживаются в боковых карманах 32. Как отмечалось ранее, газлифтные клапаны 40 представляют собой клапаны одностороннего действия, которые позволяют газу протекать из кольцевого пространства 22 в эксплуатационную насосно-компрессорную колонну 20 и предотвращают обратное протекание из эксплуатационной насосно-компрессорной колонны 20 в кольцевое пространство 22.
[0005] Эксплуатационный пакер 14, расположенный на эксплуатационной колонне 20, вынуждает поток добываемого флюида Р протекать из пласта вверх по эксплуатационной колонне 20, а не через кольцевое пространство 22. Кроме того, эксплуатационный пакер 14 вынуждает газ протекать из кольцевого пространства 22 в эксплуатационную колонну 20 через газлифтные клапаны 40.
[0006] При работе добываемый флюид Р протекает из пласта в ствол 26 скважины через перфорации 28 в обсадной колонне и затем втекает в эксплуатационную насосно-компрессорную колонну 20. Когда желательно осуществлять подъем добываемого флюида Р, сжатый газ G вводят в кольцевое пространство 22 и газ G входит из кольцевого пространства 22 через отверстия 34 в боковые карманы 32 камер. Газлифтные клапаны 40, расположенные внутри боковых карманов 32, регулируют протекание нагнетаемого газа I в эксплуатационную колонну 20. Когда нагнетаемый газ I поднимается к поверхности, он способствует подъему добываемого флюида Р по эксплуатационной колонне 20 к поверхности.
[0007] Газлифтные клапаны 40 используют в течение многих лет для содействия выпуску флюида на поверхность. В клапане 40 используют чувствительный к давлению клапанный механизм, имеющий металлическую гофрированную трубку и поршень для преобразования давления в перемещение. Нагнетаемый газ действует на гофрированную трубку, чтобы открывался чувствительный к давлению клапанный механизм, и газ проходил через клапан 40 в эксплуатационную насосно-компрессорную колонну. Когда перепад давления на гофрированной трубке уменьшается, клапанный механизм в клапане 40 может закрыться.
[0008] В зависимости от способа заканчивания скважины скважинные устройства других видов могут быть установлены в камерах 30 с боковыми карманами. Например, «фальшивые» клапаны могут быть установлены в боковых карманах 32 камер 30 для обеспечения выполнения некоторых испытаний под давлением. Эти фальшивые клапаны фактически не являются клапанами, поскольку они расположены в камерах 30 только для уплотнения отверстий 34 камер, действуя как изолирующие устройства.
[0009] Например, при установленных фальшивых клапанах целостность насосно-компрессорной колонны и обсадной колонны законченной скважины может быть проверена при высоких давлениях. После проверки фальшивые клапаны удаляют и заменяют настоящими газлифтными клапанами 40. Обычно внутрискважинные работы с использованием тросов проводят для удаления фальшивых клапанов из камер 30 и после этого для установки настоящих газлифтных клапанов 40 в камерах 30. Внутрискважинные работы с использованием тросов могут быть требующими очень много времени, технически сложными и требующими больших затрат, особенно при работах на шельфе.
[0010] Объект настоящего изобретения направлен на исключение или по меньшей мере ослабление последствий одной или нескольких проблем, изложенных выше.
РАСКРЫТИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0011] Устройство, согласно настоящему изобретению, используют для газлифтного клапана на насосно-компрессорной колонне в стволе скважины. Газлифтный клапан имеет чувствительный к давлению клапан и обратный клапан. Чувствительный к давлению клапан выполнен с возможностью регулирования сообщения от впуска к выпуску. Впуск может подвергаться воздействию одного из давления в кольцевом пространстве и давления в насосно-компрессорной колонне ствола скважины, а выпуск может подвергаться воздействию другого из давления в кольцевом пространстве и давления в насосно-компрессорной колонне.
[0012] Например, газлифтный клапан может быть выполнен с возможностью применения в потоке насосно-компрессорной колонны. Как таковой, впуск будет подвергаться воздействию давления в кольцевом пространстве, а выпуск будет подвергаться воздействию давления в насосно-компрессорной колонне. Отчасти обратный клапан выполняют с возможностью предотвращения сообщения от выпуска к впуску. В ином случае газлифтный клапан может быть выполнен с возможностью применения в потоке кольцевого пространства. Как таковой, впуск будет подвергаться воздействию давления в насосно-компрессорной колонне, а выпуск будет подвергаться воздействию давления в кольцевом пространстве.
[0013] Устройство содержит поршень, первое соединение и второе соединение. Поршень расположен между обратным клапаном и выпуском и подвергается воздействию перепада давления между давлением в кольцевом пространстве и давлением в насосно-компрессорной колонне. Поршень является подвижным из закрытого состояния в открытое состояние относительно выпуска.
[0014] Первое соединение удерживает поршень в закрытом состоянии и выполнено с возможностью прекращения удержания поршня в ответ на заданный уровень перепада давления. Второе соединение соединяет поршень с обратным клапаном. Второе соединение при поршне в первом положении удерживает обратный клапан открытым, тогда как второе соединение при поршне во втором положении прекращает удержание обратного клапана для закрытия.
[0015] В одной конфигурации поршень содержит поршневой элемент и втулочный элемент. Поршневой элемент уплотнен в клапане и подвергается воздействию перепада давления между давлением в кольцевом пространстве и давлением в насосно-компрессорной колонне через отверстие насосно-компрессорной колонны относительно клапана. Втулочный элемент уплотнен в клапане и выполнен с возможностью перемещения из закрытого состояния в открытое состояние относительно выпускного отверстия. Первое соединение соединяет поршневой элемент с втулочным элементом, а второе соединение соединяет втулочный элемент с обратным клапаном.
[0016] Первое соединение может включать в себя стержень, имеющий первый конец, связанный с поршневым элементом, и имеющий второй конец, связанный с втулочным элементом. Стержень может быть разрушаемым в ответ на заданную нагрузку между первым и вторым концами, создаваемую давлением в кольцевом пространстве, большим, чем давление в насосно-компрессорной колонне. Второе соединение может включать в себя провод, имеющий первый конец, присоединенный к обратному клапану, и второй конец, присоединенный к втулочному элементу. Втулочный элемент в закрытом состоянии удерживает обратный клапан открытым посредством натяжения провода, тогда как втулочный элемент в открытом состоянии ослабляет натяжение провода относительно обратного клапана для закрытия.
[0017] В другой конфигурации поршень содержит втулочный элемент, уплотненный в клапане и подвергаемый воздействию перепада давления. Втулочный элемент выполнен с возможностью перемещения из закрытого состояния в открытое состояние относительно выпуска. Первое соединение соединяет втулочный элемент с фиксированным участком клапана, а второе соединение соединяет втулочный элемент с обратным клапаном.
[0018] И в этом случае первое соединение может включать в себя стержень, имеющий первый конец, связанный с втулочным элементом, и имеющий второй конец, связанный с фиксированным участком клапана. Стержень может быть разрушаемым в ответ на заданную нагрузку между первым и вторым концами, создаваемую давлением в насосно-компрессорной колонне, большим, чем давление в кольцевом пространстве. Кроме того, второе соединение может включать в себя провод, имеющий первый конец, присоединенный к обратному клапану, и второй конец, присоединенный к втулочному элементу. Втулочный элемент в закрытом состоянии удерживает обратный клапан открытым посредством натяжения провода, тогда как втулочный элемент в открытом состоянии ослабляет натяжение провода относительно обратного клапана для закрытия.
[0019] В ряде вариантов обратный клапан может включать в себя сферическое тело, смещаемое поджимающим элементом к седлу клапана. Поршень может включать в себя стопор, фиксирующий поршень в открытом состоянии после перемещения. Например, стопор может включать в себя цангу, расположенную на поршне, выполненную с возможностью зацепления с заплечиком, образованным в клапане.
[0020] В дополнительных вариантах поршень может включать в себя уплотнения, отделяющие выпуск при поршне в закрытом состоянии. Поршень может включать в себя отверстие, создающее сообщение внутреннего пространства поршня с наружным пространством поршня, при этом отверстие смещено от выпуска при поршне в закрытом состоянии и выровнено относительно выпуска при поршне в открытом состоянии. Поршень может включать в себя поджимающий элемент, смещающий поршень из открытого состояния к открытому состоянию.
[0021] Кроме того, устройство может содержать корпус, имеющий поршень, первое соединение и второе соединение. Корпус может быть выполнен за одно целое с газлифтным клапаном или может быть отдельно присоединяемым к газлифтному клапану.
[0022] Согласно настоящему изобретению, устройство используют на насосно-компрессорной колонне в стволе скважины. Устройство содержит газлифтный клапан, расположенный на насосно-компрессорной колонне и имеющий впуск и выпуск. Впуск может подвергаться воздействию одного из давления в кольцевом пространстве и давления в насосно-компрессорной колонне ствола скважины, а выпуск может подвергаться воздействию другого из давления в кольцевом пространстве и давления в насосно-компрессорной колонне. Например, газлифтный клапан может быть выполнен с возможностью применения в потоке через насосно-компрессорную колонну. Как таковой, впуск будет подвергаться воздействию давления в кольцевом пространстве, а выпуск будет подвергаться воздействию давления в насосно-компрессорной колонне.
[0023] Чувствительный к давлению клапан, расположенный в газлифтном клапане, выполнен с возможностью регулирования сообщения от впуска к выпуску, а обратный клапан, расположенный в газлифтном клапане, выполнен с возможностью предотвращения сообщения от выпуска к впуску.
[0024] Поршень расположен в газлифтном клапане между обратным клапаном и выпуском и подвергается воздействию перепада давления между давлением в кольцевом пространстве и давлением в насосно-компрессорной трубе. Поршень выполнен с возможностью перемещения из закрытого состояния в открытое состояние относительно выпускного отверстия.
[0025] Первое соединение удерживает поршень в закрытом состоянии и выполнено с возможностью прекращения удержания поршня в ответ на первый заданный уровень перепада давления. Второе соединение соединяет поршень с обратным клапаном. Второе соединение при поршне в первом положении удерживает обратный клапан открытым, тогда как второе соединение при поршне во втором положении прекращает удержание обратного клапана для закрытия.
[0026] Поршень, первое соединение и второе соединение могут иметь любые из ранее описанных элементов. И в этом случае первое соединение может быть выполнено с возможностью прекращения удержания поршня в ответ на первый заданный уровень давления в кольцевом пространстве, больший, чем уровень давления в насосно-компрессорной колонне, или первое соединение может быть выполнено с возможностью прекращения удержания поршня в ответ на первый заданный уровень давления в насосно-компрессорной колонне, больший, чем уровень давления в кольцевом пространстве.
[0027] Кроме того, устройство может включать в себя множество газлифтных клапанов, расположенных на насосно-компрессорной колонне. Фактически, устройство может также включать в себя срезаемую диафрагму, расположенную на насосно-компрессорной колонне ниже газлифтных клапанов. Срезаемая диафрагма выполнена с возможностью открывания в ответ на второй заданный уровень, больший, чем первый заданный уровень.
[0028] В настоящем описании представлен способ газлифта в эксплуатационной колонне, расположенной в стволе скважины. Конфигурируют газлифтный клапан, имеющий впуск и выпуск, фиксируя поршень в газлифтном клапане при первом удержании в первом закрытом состоянии относительно выпуска и фиксируя обратный клапан в газлифтном клапане при втором удержании во втором открытом состоянии между впуском и выпуском. Газлифтный клапан устанавливают на эксплуатационную колонну, расположенную в стволе скважины. Впуск может быть подвергнут воздействию одного из давления в кольцевом пространстве и давления в насосно-компрессорной колонне в стволе скважины, а выпуск может быть подвергнут воздействию другого из давления в кольцевом пространстве и давления в насосно-компрессорной колонне. Например, газлифтный клапан может быть выполнен с возможностью применения в потоке насосно-компрессорной колонны. Как таковой, впуск будет подвергаться воздействию давления в кольцевом пространстве, а выпуск будет подвергаться воздействию давления в насосно-компрессорной колонне.
[0029] Способ содержит проверку целостности под давлением законченной скважины путем попеременного повышения перепада (i) давления между давлением в насосно-компрессорной колонне относительно давления в кольцевом пространстве и (ii) между давлением в кольцевом пространстве относительно давления в насосно-компрессорной колонне. Газлифтный клапан приводят в действие для работы после проверки целостности под давлением путем прекращения первого удержания поршня для перемещения из первого закрытого состояния к первому открытому состоянию относительно выпуска повышением перепада давления сверх заданного предела для первого удержания; и прекращения в ответ на перемещение поршня второго удержания обратного клапана для перемещения из второго открытого состояния во второе закрытое состояние между впуском и выпуском.
[0030] Установка газлифтного клапана на эксплуатационной колонне, расположенной в стволе скважины, может содержать размещение газлифтного клапана при использовании троса или размещение газлифтного клапана на насосно-компрессорной колонне.
[0031] Проверка под давлением целостности законченной скважины может содержать прежде всего повышение давления в насосно-компрессорной колонне относительно давления в кольцевом пространстве с последующим повышением давления в кольцевом пространстве относительно давления в насосно-компрессорной колонне. В соответствии с этим приведение в действие газлифтного клапана может содержать разъединение временного соединения с поршнем путем повышения перепада давления в кольцевом пространстве относительно давления в насосно-компрессорной колонне сверх заданного предела для разъединения временного соединения.
[0032] Проверка целостности под давлением законченной скважины может содержать прежде всего повышение давления в кольцевом пространстве относительно давления в насосно-компрессорной колонне с последующим повышением давления в насосно-компрессорной колонне относительно давления в кольцевом пространстве. В соответствии с этим приведение в действие газлифтного клапана может содержать разъединение временного соединения с поршнем путем повышения перепада давления в насосно-компрессорной колонне относительно давления в кольцевом пространстве сверх заданного предела для разъединения временного соединения.
[0033] Изложенная выше сущность изобретения не предполагается характеризующей каждый возможный вариант осуществления или каждый аспект настоящего изобретения.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
На чертежах:
[0034] фиг. 1 - иллюстрация обычной газлифтной системы;
[0035] фиг. 2А-2В - иллюстрация камеры газлифтного клапана согласно настоящему изобретению без газлифтного клапана и с установленным газлифтным клапаном;
[0036] фиг. 2С - иллюстрация законченной скважины, имеющей газлифтные клапаны согласно настоящему изобретению;
[0037] фиг. 3 - иллюстрация газлифтного клапана, имеющего первый узел приведения в действие согласно настоящему изобретению;
[0038] фиг. 4А-4В - иллюстрация деталей первого узла приведения в действие, необходимых при выполнении этапов работы;
[0039] фиг. 5 - иллюстрация газлифтного клапана, имеющего второй узел приведения в действие согласно настоящему изобретению; и
[0040] фиг. 6 - иллюстрация деталей второго узла приведения в действие, необходимых при выполнении этапов работы.
ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0041] Что касается фиг. 2А-2В, то камера 60 газлифтного клапана установлена на эксплуатационной колонне 20 в стволе скважины, законченной бурением. Камера 60 показана без и с установленным газлифтным клапаном 100 согласно настоящему изобретению. Как показано в данном случае, газлифтный клапан 100 является извлекаемым на тросе, но идеи настоящего изобретения можно применять к клапанам других видов, таким как извлекаемые на насосно-компрессорной колонне клапаны, при использовании соответствующей камеры и процедур спуска насосно-компрессорной колонны. Газлифтный клапан 100 включает в себя узел 200 приведения в действие согласно настоящему изобретению. Узел 200 приведения в действие исходно находится в закрытом состоянии, но, как рассмотрено ниже, выполнен с возможностью открывания после приведения в действие.
[0042] Хотя узел 200 приведения в действие находится в закрытом состоянии, клапан 100 может быть спущен в насосно-компрессорную колонну 20 с помощью троса и может быть введен в боковой карман 64 камеры 60. Фиксатор 101 клапана 100 входит в зацепление с профилем 65 бокового кармана 64 для удержания клапана 100 в нем. Манжетные уплотнения 114a-b на клапане 100 блокируют сообщение по текучей среде между отверстием 66 в камере 60 и отверстием 116 в клапане 100.
[0043] Клапан 100 с узлом 200 приведения в действие может быть разгрузочным газлифтным клапаном, используемым при типичном применении в потоке насосно-компрессорной колонны. Как будет описываться на всем протяжении настоящего описания, в этом случае газ нагнетается вниз по кольцевому пространству 22 для ввода в насосно-компрессорную колонну 20 через камеру 60 и газлифтный клапан 100, так что в таком случае нагнетаемый газ может поднимать вверх добываемый флюид по насосно-компрессорной колонне 20. В качестве варианта клапан 100 с узлом 200 приведения в действие может быть использован в конфигурации кольцевого потока, в соответствии с которой газ нагнетается наоборот вниз по насосно-компрессорной колонне 20 для ввода в кольцевое пространство 22 через газлифтный клапан 100 и камеру 60, так что в таком случае нагнетаемый газ может поднимать добываемый флюид вверх по кольцевому пространству 22. Хотя конфигурация кольцевого потока распространена меньше, она применяется при некоторых обстоятельствах. Для получения конфигурации кольцевого потока особенности конструкции и работа описанного клапана 100 и узла 200 приведения в действие по существу полностью изменяются и может использоваться другая форма камеры газлифтного клапана. В общем случае впуск газлифтного клапана 100 обращен к насосно-компрессорной колонне 20, а не к кольцевому пространству 22, тогда как выпуск газлифтного клапана 100 обращен к кольцевому пространству 22, а не к насосно-компрессорной колонне 20. Узел 200 приведения в действие работает при наличии перепада давления между впуском и выпуском для обеспечения возможности активного открывания клапана 100.
P
P
[0044] Вместо общепринятой конфигурации газлифтный клапан 100 выполнен с возможностью удержания закрытым в течение установки и в течение начального тестирования законченной скважины. Поэтому после установки клапана 100 узел 200 приведения в действие поддерживает клапан 100 закрытым, чтобы можно было выполнить испытание под давлением. Например, давление T в насосно-компрессорной колонне 20 может быть повышено для проверки целостности насосно-компрессорной колонны и давление T в кольцевом пространстве может быть повышено для проверки целостности обсадной колонны.
[0045] После завершения проверки клапан 100 может быть открыт в случае готовности к нагнетанию газа через камеру 60 с боковым карманом и клапан 100 для ввода его в насосно-компрессорную колонну 20. В частности, газлифтный клапан 100 выполнен с возможностью открывания при заданном давлении, так что клапан 100 может быть использован при нагнетании газа. Таким образом, работы с использованием троса для удаления фальшивого клапана и замены его настоящим газлифтным клапаном, которые являются обязательными при обычной технике ведения работ, не являются необходимыми при проверке целостности законченной скважины. Чтобы иметь возможность открыть клапан 100, клапан 100 включает в себя узел 200 приведения в действие для регулирования первоначального приведения в действие газлифтного клапана 100. Особенности узла 200 приведения в действие рассматриваются ниже.
[0046] На фиг. 2С показан в качестве примера узел 50 законченной скважины, имеющий многочисленные газлифтные клапаны 100, установленные на эксплуатационной колонне 20, расположенной в обсадной колонне 24 ствола скважины. Каждый из газлифтных клапанов 100 установлен в камере 60 газлифтного клапана на эксплуатационной колонне 20 и каждый из клапанов 100 имеет узел приведения в действие 200 для регулирования первоначального приведения в действие газлифтного клапана 100.
[0047] Многочисленные газлифтные клапаны 100 могут использоваться совместно со срезным клапаном 70 с регулируемым сечением, установленным на самом глубоком месте в узле 50 законченной скважины. Срезной клапан 70 с регулируемым сечением имеет срезающий механизм открывания, расположенный для открывания при более высоком давлении по сравнению с давлением приведения в действие, создаваемым узлами 200 приведения в действие на газлифтных клапанах 100. Примером такого срезного клапана 70 с регулируемым сечением является срезной газлифтный клапан с регулируемым сечением типа RDDK-2A, который можно получить от Weatherford International, Inc.
[0048] Узлы 200 приведения в действие обеспечивают возможность тестирования обсадной колонны 24, насосно-компрессорной колонны 20 и других компонентов (например, пакеров) узла 50 законченной скважины. В таком случае после начала приведения в действие открытые узлы 200 позволяют приступить к операциям газлифта без выполнения работы с использованием троса. Различные конфигурации могут быть использованы для приведения в действие.
P
P
P
[0049] В одной конфигурации узлы 200 приведения в действие клапанов 100 выполнены с возможностью открывания после тестирования в ответ на повышенное давление A в кольцевом пространстве 22. Использованный в этом случае термин «давление A в кольцевом пространстве» относится к давлению в кольцевом пространстве 22 между насосно-компрессорной колонной 20 и обсадной колонной 24 ствола скважины. В противоположность этому «давление T в насосно-компрессорной колонне» относится к давлению в насосно-компрессорных трубах эксплуатационной колонны 20 в стволе скважины.
P
P
[0050] Например, в течение выполнения тестирования в этой конфигурации насосно-компрессорная колонна 20 и кольцевое пространство 22 заполняют жидкостью для заканчивания скважины, которая создает гидростатическое давление на стороне каждого впуска и выпуска клапанов 100. Операторы прежде всего выполняют испытание насосно-компрессорной колонны путем повышения давления T в насосно-компрессорной колонне до заданного испытательного давления. Этим проверяют целостность насосно-компрессорных труб эксплуатационной колонны 20. Затем операторы стравливают давление T в насосно-компрессорной колонне.
P
P
[0051] В этом момент операторы повышают давление A в кольцевом пространстве для приложения заданного испытательного давления к кольцевому пространству 22 с поверхности. При этом повышении давления A в кольцевом пространстве тестируют пакеры (непоказанные) и обсадную колонну 24 из узла 50 законченной скважины путем создания перепада давления между обсадной колонной 24 и насосно-компрессорной колонной 20.
P
P
[0052] Затем, когда проверяют целостность обсадной колонны, давление A в кольцевом пространстве повышают до первого заданного уровня выше заданного испытательного давления для открывания узлов 200 приведения в действие газлифтных клапанов 100. После этого давление A в кольцевом пространстве повышают еще выше, до второго, более высокого заданного уровня для открывания срезного клапана 70 с регулируемым сечением.
P
P
P
P
P
[0053] После того как давление A в кольцевом пространстве достигает давления открывания срезного клапана 70 с регулируемым сечением, давления A, T в кольцевом пространстве и насосно-компрессорной колонне на всем протяжении ствола скважины будут одинаковыми. В таком случае при одинаковых давлениях A, T газлифтные клапаны 100 теперь будут находиться в открытых состояниях и готовыми для выполнения операций нагнетания газа.
P
P
P
P
[0054] В другой конфигурации узлы 200 приведения в действие газлифтных клапанов 100 выполнены с возможностью открывания после проверки при воздействии повышенного давления T в насосно-компрессорной колонне. (В этой установке можно не использовать срезной клапан 70 с регулируемым сечением на узле 50 законченной скважины.) Например, в течение проверки насосно-компрессорную колонну 20 и кольцевое пространство 22 заполняют жидкостью для заканчивания скважины, которая создает гидростатическое давление на каждой стороне клапанов 100. Операторы прежде всего выполняют проверку целостности обсадной колонны путем повышения с поверхности давления A в кольцевом пространстве до заданного испытательного давления. При этом повышении давления A в кольцевом пространстве проверяют все пакеры и проверяют обсадную колонну 24 из узла 50 законченной скважины путем создания перепада давления в кольцевом пространстве 22 относительно насосно-компрессорной колонны 20. Затем давление A в кольцевом пространстве стравливают.
P
P
P
[0055] После этого операторы повышают давление T в насосно-компрессорной колонне до заданного уровня, при котором открываются узлы 200 приведения в действие газлифтных клапанов 100. Хотя клапаны 100 теперь открыты, некоторые обратные клапаны (например, обратный клапан 160 на фиг. 3 и 4А-4В) в газлифтных клапанах 100 закрыты и предотвращают обратный поток давления из насосно-компрессорной колонны 20 в кольцевое пространство 22. Теперь операторы проверяют целостность насосно-компрессорной колонны путем повышения давления T в насосно-компрессорной колонне до заданного испытательного уровня. Затем давление T в насосно-компрессорной колонне стравливают, и теперь устройства 200 приведения в действие газлифтных клапанов оказываются в открытых состояниях и готовыми к нагнетанию газа.
[0056] При наличии понимания того, каким образом узел 200 приведения в действие согласно настоящему изобретению используется применительно к газлифтному клапану 100 в узле 50 законченной скважины, теперь рассмотрение будет обращено к конкретным деталям узла 200 приведения в действие с различной конфигурацией.
[0057] Обратимся к фиг. 3, на которой показано поперечное сечение газлифтного клапана 100, имеющего узел 200 приведения в действие, согласно первой конфигурации. Как показано, клапан 100 представляет собой разгрузочный газлифтный клапан, а узел 200 приведения в действие выполнен с возможностью открывания клапана 100 в ответ на повышенное давление в кольцевом пространстве (то есть, давление, которое может проникать в клапан 100 через его отверстия 116 для нагнетания).
[0058] Клапан 100 включает в себя корпус 110, имеющий уплотняющие трубки 114a-b, расположенные вокруг него, и имеющий узел 200 приведения в действие, расположенный около выпускной стороны клапана. Уплотняющие трубки 114a-b обеспечивают уплотнение, которое изолирует давления в кольцевом пространстве и насосно-компрессорной колонне при установке в типичную камеру с боковым карманом газлифтного клапана, такую как камера 60 из фиг. 2А-2С. Таким образом, клапан 100 из фиг. 3, спущенный в камеру 60, подвергается воздействию давления в кольцевом пространстве через отверстия 116 для нагнетания. Поэтому, когда термин «давление в кольцевом пространстве» используется относительно клапана 100, он означает давление, передаваемое внутрь клапана 100. Однако давление в насосно-компрессорной колонне означает давление в эксплуатационной колонне, воздействию которого подвергается выпуск клапана 100.
[0059] По существу, в клапане 100 используется чувствительный к давлению механизм клапана для регулирования нагнетания газа. В частности, клапан 100 имеет купольную камеру 120 и гофрированную трубку 135, которая смещает поршень 130 клапана в клапане 100 для регулирования потока нагнетаемого газа, входящего из отверстия 116 клапана в нагнетательный канал 115 внутри клапана 100. Купольная камера 120 удерживает сжатый газ, обычно азот, которым она заполняется через отверстие 113 в верхнем элементе 112. Это отверстие 113 обычно снабжено стержневым клапаном (непоказанным) для заполнения камеры 120 и обычно снабжено дополнительной концевой заглушкой (непоказанной), устанавливаемой в процессе сборки. (Различные другие компоненты клапана 100, такие как фиксатор, соединенный с верхним концом, не показаны, но должны иметься, как должно быть понятно специалисту в данной области техники.)
[0060] Гофрированная трубка 135 расположена на поршне 130 клапана во вспомогательной камере 124, отделенной от купольной камеры 120 седлом 122 камеры. Гофрированная трубка 135 исключает перенос сжатого газа из купольной камеры 120 к отверстию 116 клапана и нагнетательному каналу 115, так что в камере 120 давление может сохраняться. Таким образом, эта гофрированная трубка 135 используется в клапане 100 в качестве мембраны между купольной камерой 120 и кольцевым пространством, имеющим давление нагнетания, которым клапан 100 открывается.
[0061] При более детальном рассмотрении поршня 130 клапана видно, что поршень 130 клапана может перемещаться в клапане 100 между открытым и закрытым состояниями. По другую сторону от гофрированной трубки 135 поршень 130 клапана имеет дистальный конец 140, который перемещается относительно внутреннего седла 150 корпуса 110. Дистальный конец 140 поршня имеет головку 142 клапана, которая может быть сферической по форме, для вхождения в контакт с седлом 150. При регулировании потока нагнетаемого газа головка 142 клапана на дистальном конце 140 поршня входит в контакт с седлом 150 или разобщается для закрывания или открывания пути сообщения от отверстия 116 клапана к нагнетательному каналу 115.
[0062] Чтобы предотвратить обратный поток из насосно-компрессорной колонны в кольцевое пространство через клапан 100, обратный клапан 160 используется в нагнетательном канале 115 клапана 100. Обычно обратным клапаном 160 может быть сферический клапан с отверстиями 162. Пружина 166 поджимает обратный клапан 160 к седлу 164, которое может иметь эластомерный компонент и стопор, хотя могут использоваться уплотнения других видов.
[0063] Вместо обычного выпуска для прохождения нагнетаемого газа непосредственно из нагнетательного канала 115 за пределы клапана 100 в эксплуатационную колонну (непоказанную) клапан 100 из фиг. 3 включает в себя узел 200 приведения в действие, установленный на выпускном конце клапана 100, для регулирования начального сообщения по текучей среде от нагнетательного канала 115 за пределы клапана 100. Узел 200 приведения в действие изменяет начальную стадию действия клапана 100 описанным ниже образом.
[0064] В общем случае узел 200 приведения в действие может быть прикреплен/привинчен к концу газлифтного клапана 100 вместо обычной передней части. Как должно быть понятно, узел 200 приведения в действие может быть приспособлен для установки в стандартные газлифтные клапаны и использования в стандартных камерах газлифтных клапанов. Например, узел 200 приведения в действие может быть модулем, привинчиваемым к уплотнительному компоненту 170 корпуса газлифтного клапана 100. Как рассмотрено более подробно ниже, узел 200 приведения в действие выполнен с возможностью пребывания исходно в закрытом состоянии до завершения проверки целостности и выполнен с возможностью открывания при заданном давлении после завершения проверки целостности, чтобы клапан 100 мог быть открыт для нагнетания газа.
[0065] Однако при регулярной работе нагнетаемый газ, проходящий в клапан 100 через отверстия 116 для нагнетания под давлением выше давления нагнетания, может преодолевать поджатие пружиной поршня 130 клапана. Нагнетаемый газ может проходить в нагнетательный канал 115, когда головка 142 клапана находится на расстоянии от седла 150. В таком случае нагнетаемый газ может преодолевать поджатие пружиной обратного клапана 160 и может выходить из отверстий 204 для нагнетания, чтобы входить в эксплуатационную насосно-компрессорную колонну для выполнения рабочего процесса газлифта.
[0066] Однако до того, как такая регулярная работа может быть выполнена, прежде всего должен быть открыт узел 200 приведения в действие, который изменяет начальное действие клапана 100. Детализированные виды узла 200 приведения в действие в закрытом состоянии показаны на фиг. 4А и в открытом состоянии показаны на фиг. 4В. (Хвостовой конец 140 поршня не показан в каком-либо конкретном рабочем положении на фиг. 4А-4В, а показан в некотором положении только для иллюстрации. Как должно быть понятно, хвостовой конец 140 поршня перемещается между открытым и закрытым состояниями в зависимости от воздействия на поршень давления в кольцевом пространстве, связанного с давлением в купольной камере поршня.)
[0067] Узел 200 приведения в действие включает в себя корпус 202 поршня, присоединенный к уплотненному корпусу 170 клапана 100. Фактически, корпус 202 поршня может удерживать нижнюю уплотняющую трубку 114b на уплотненном корпусе 170. Корпус 202 поршня имеет выпускные отверстия 204, находящиеся в сообщении с внутренней частью корпуса 202 за пределами узла 200, для нагнетания газа из клапана 100 в эксплуатационную колонну. Кроме того, корпус 202 поршня имеет переднюю часть 206, присоединенную на его конце, имеющую отверстие 208 для отбора давления из насосно-компрессорной колонны.
[0068] По существу, корпус 202 содержит втулку поршня или втулочный элемент 210, выполненный с возможностью перемещения в корпусе 202 из закрытого состояния (в котором отверстия 214 не выровнены относительно выпускных отверстий 204, как это показано на фиг. 4А) в открытое состояние (в котором отверстия 214 выровнены относительно выпускных отверстий 204, как это показано на фиг. 4В). Втулка 210 поршня включает в себя уплотнения 213, закупоривающие выпускные отверстия 204 в случае, когда втулка 210 находится в закрытом состоянии, как на фиг. 4А. Кроме того, втулка 210 поршня включает в себя цангу 216 или зажим другого вида для сцепления с зажимным профилем в корпусе 202 поршня или в другом месте, таким как зажимной профиль 176 в уплотненном корпусе 170, как это показано на фиг. 4А-4В.
[0069] Пружина 218 поджимает втулку 210 поршня из закрытого состояния (фиг. 4А) в открытое состояние (фиг. 4В), но временное соединение 230, присоединенное к поршню приведения в действие или поршневому элементу 220 в узле 200, предотвращает вызванное поджатием перемещение втулки 210 поршня. (В данном случае временное 230 соединение показано в виде разрывного или срезного стержня. Как должно быть понятно, в качестве временного соединения 230 можно использовать другие срезаемые или разрушаемые соединения.)
[0070] Как показано, втулка 210 поршня, уплотненная в корпусе 202 уплотнениями 213, подвергается воздействию перепада давления между давлением в кольцевом пространстве (через корпус 202 поршня) и давлением в насосно-компрессорной колонне (через выпускные отверстия 204). Как также показано, поршень 220 приведения в действие, уплотненный в передней части 206 уплотнениями 223, подвергается воздействию перепада давления между давлением в кольцевом пространстве (через корпус 202 поршня) и давлением в насосно-компрессорной колонне (через отверстие 208 для отбора давления из насосно-компрессорной колонны). Разрывной стержень 230 имеет вырез или разрушаемый участок 235, выполненный с возможностью разрушения/разрывания под действием заданной нагрузки, создаваемой перепадом давления (и добавленным поджатием пружины 218).
P
P
[0071] После установки клапана 100 и перед началом регулярной работы можно выполнить проверки целостности под давлением, описанные выше. Например, при нахождении узла 200 в его начальном состоянии, как на фиг. 4А, прежде всего проверяют целостность насосно-компрессорной колонны. Давление в насосно-компрессорной колонне законченной скважины повышают до заданного испытательного давления, тогда как втулку 210 поршня удерживают в закрытом состоянии. Перепад давления между давлениями (A, T) в насосно-компрессорной колонне и кольцевом пространстве воздействует на эффективную область между нижним и верхним уплотнениями 231 (например, уплотнительными кольцами) на втулке 210 поршня. Перепад давления также воздействует на поршень 220 приведения в действие, но узел 200 не сдвигается в открытое состояние в течение этой фазы проверки. После выполнения проверки насосно-компрессорной колонны узел 200 остается в закрытом положении.
P
P
P
[0072] Следующий этап заключается в проверке под давлением заколонного кольцевого пространства при первом заданном давлении. Это позволяет перепаду между давлениями (A, T) в кольцевом пространстве и насосно-компрессорной колонне воздействовать на всю площадь нижнего поршня 220. После проверки обсадной колонны при заданном давлении узел 200 приводят в действие повышением давления в клапане 100, которое представляет собой давление в кольцевом пространстве законченной скважины. Например, на поверхности оператор повышает давление в кольцевом пространстве вокруг эксплуатационной колонны, но не в эксплуатационной колонне. Давление (A) в кольцевом пространстве повышают до заданного давления разрушения разрывного стержня 230.
P
P
P
[0073] В частности, повышение давления A в кольцевом пространстве может распространяться через отверстия 116 для нагнетания, мимо поршня 130 в открытом состоянии, через открытый обратный клапан 160 и в узел 200 приведения в действие. Между тем, втулка 210 в корпусе 202 поршня узла поддерживается в закрытом состоянии разрывным стержнем 230, связанным с поршнем 220 приведения в действие. В свою очередь, поршень 220 приведения в действие на стороне выше по стволу скважины подвергается воздействию возрастающего давления (A) в кольцевом пространстве внутри корпуса 202 поршня и на стороне ниже по стволу скважины подвергается воздействию через отверстие 208 насосно-компрессорной колонны более низкому давлению (T), имеющемуся в эксплуатационной колонне.
P
P
[0074] При повышении давления (A) в кольцевом пространстве относительно давления (T) в насосно-компрессорной колонне поршень 220 приведения в действие продвигается вниз относительно других частей клапана 100. Когда сила, продвигающая поршень 220, является достаточно большой, разрывной стержень 230 растягивается до разрыва в точке 235 разрушения, что является причиной разрушения разрывного стержня 230. Затем, когда давление в обсадной колонне стравливают, пружина 218 внутри корпуса 202 поршня может продвинуть внутреннюю втулку 210, так что отверстия 214 во втулке 210 выравниваются относительно отверстий 204 в корпусе 210 поршня. В этот момент клапан 100 находится в сообщении по текучей среде с внутренним пространством эксплуатационной колонны через камеру с боковым карманом.
P
[0075] Однако, когда ствол скважины уравновешивается, трос или провод 240, соединенный с втулкой 210 поршня и обратным клапаном 160, тотчас же начинает удерживать обратный клапан 160 в открытом положении, что позволяет давлению (A) в кольцевом пространстве осуществить откачивание области между обратным клапаном 160 и нижней втулкой 210 поршня. Эта функция является желательной, поскольку давление, удерживаемое в области между обратным клапаном 160 и корпусом 170 поршня, может воздействовать с большей результирующей силой на участок уплотнения поршня и предотвращать сдвиг втулки 210 поршня в открытое положение.
[0076] После уравновешивания ствола скважины пружина 218 приводит втулку 210 поршня в открытое состояние, показанное на фиг. 4В, что позволяет цангам 216 фиксироваться на сопряженном заплечике 176 в уплотненном корпусе 170. Затем, после сдвига втулки 210 поршня слабина натяжения провода 240 позволяет обратному клапану 160 нормально функционировать, как нагруженному пружиной клапану одностороннего действия.
[0077] При нахождении втулки 210 поршня в состоянии захвата и открытом состоянии, показанном на фиг. 4В, проточные каналы 214, 204 выровнены во втулке 210 поршня и корпусе 202, что позволяет проходить нагнетаемому газу. Таким образом, газ для газлифта может входить в клапан 100 из обсадной колонны через отверстия 116, в насосно-компрессорную колонну через отверстия 204, что позволяет начинать откачивание и процесс добычи без выполнения внутрискважинных работ с тросами.
[0078] Хотя описан срезной или разрывной стержень 230, можно использовать срезаемые или разрушаемые соединения других видов. Например, хотя стержень 230 выполнен с возможностью разрушения в ответ на продольную нагрузку, срезные штифты, винты или другие временные соединения могут быть использованы и выполнены с возможностью разрушения при воздействии поперечной или срезающей нагрузки.
[0079] Соединительный провод 240 может предполагаться находящимся внутри клапана 100 в течение выполнения операций при условии, что провод 240 не мешает работе обратного клапана 160 или выходу потока нагнетаемого газа из клапана 100. В ином случае провод 240 может состоять из материала, который является разлагаемым, растворимым или дезинтегрируемым с течением времени в ответ на определенные условия окружающей среды. Например, провод 240 может состоять из реакционноспособного металлического сплава, такого как содержащий алюминий сплав или содержащий магний сплав, или может состоять из разлагаемого пластичного материала, такого как полигликолиевая кислота (PGA), полимер молочной кислоты (PLA) или что-либо подобное.
[0080] Хотя выше описано соединение в виде провода 240, натяжение и провисание которого используются для временного удержания обратного клапана 160 открытым, соединение других видов может соединять втулку 210 поршня с обратным клапаном 160 для удержания обратного клапана открытым и затем прекращения удержания обратного клапана 160. Например, соединение 240 может быть жестким стержнем заданной длины, удерживающим обратный клапан 160 открытым при условии, что втулка 210 поршня находится в закрытом положении. Сдвиг втулки 210 поршня в открытое состояние может позволить открыть обратный клапан 160, но вследствие различия перемещений стержня и втулки жесткий стержень 240 может разрушиться в одном или нескольких местах. Разрушенный стержень 240 может оставаться в клапане 100 или может состоять из материала, который является разлагаемым, растворимым или дезинтегрируемым. Соединение 240 этих и других видов можно использовать между втулкой 210 поршня и обратным клапаном 160.
[0081] Обратимся к фиг. 5, на которой показано поперечное сечение газлифтного клапана 100, имеющего узел 200 приведения в действие согласно второй конфигурации. Клапан 100 аналогичен клапану, описанному выше с обращением к фиг. 3 и 4А-4В, так что те же самые позиции используются для аналогичных компонентов.
[0082] Как и раньше, клапан 100 из фиг. 5 представляет собой разгрузочный газлифтный клапан. Клапан 100 установлен в типичной камере газлифтного клапана, а уплотняющие трубки 114a-b обеспечивают герметичность, вследствие которой давления в кольцевом пространстве и насосно-компрессорной колонне обособляются. Клапан 100 включает в себя корпус 110, имеющий уплотняющие трубки 114a-b, расположенные вокруг него, и имеющий узел 200 приведения в действие, расположенный около стороны выпуска клапана. Уплотняющие трубки 114a-b обеспечивают герметичность, вследствие которой давления в кольцевом пространстве и насосно-компрессорной колонне обособляются, когда клапан установлен в типичной камере газлифтного клапана, имеющей боковой карман, такой как камера 60 на фиг. 2А-2С.
[0083] Узел 200 приведения в действие установлен на выпускном конце клапана 100 для регулирования начального сообщения по текучей среде из нагнетательного канала 115 за пределы клапана 100. Узел 200 приведения в действие из фиг. 5 выполнен с возможностью открывания клапана 100 в ответ на повышенное давление в насосно-компрессорной колонне (то есть, давление, воздействию которого подвергается выпуск клапана 100), а не выполнен с возможностью открывания клапана в ответ на повышенное давление в кольцевом пространстве (то есть, давление, которое может проникать в клапан 100 через отверстия 116 для нагнетания).
[0084] Детализированные виды узла 200 приведения в действие показаны в закрытом состоянии на фиг. 6А и в открытом состоянии на фиг. 6В. (На фиг. 6А-6В конец 140 поршня не показан ни в каком конкретном рабочем положении, а показан в некотором положении только для иллюстрации. Должно быть понятно, что конец 140 поршня перемещается в открытое состояние и закрытое состояние в зависимости от воздействия на поршень давления, связанного с купольным давлением в камере поршня.)
[0085] Узел 200 приведения в действие включает в себя корпус 202 поршня, присоединенный к уплотненному корпусу 170 клапана 100. Корпус 202 поршня имеет выпускные отверстия 204, находящиеся в сообщении с внутренним пространством корпуса 202 за пределами узла 200, для нагнетания газа из клапана в насосно-компрессорную колонну законченной скважины. Кроме того, корпус 202 поршня имеет закрытую переднюю часть 206, закрепленную на конце его.
[0086] По существу, корпус 202 содержит втулку поршня или втулочный элемент 210, выполненный с возможностью перемещения в корпусе 202 из закрытого состояния (в котором отверстия 214 не выровнены относительно выпускных отверстий 204, как это показано на фиг. 6А) в открытое состояние (в котором отверстия 214 выровнены относительно выпускных отверстий 204, как это показано на фиг. 6В). Втулка 210 поршня включает в себя уплотнения 213, закупоривающие выпускные отверстия 204 в случае, когда втулка 210 находится в закрытом положении, как на фиг. 6А. Кроме того, втулка 210 поршня включает в себя цангу 216 или зажим другого вида для сцепления с зажимным профилем в корпусе 202 поршня или с чем-либо другим, таким как зажимной профиль 176 в уплотненном корпусе 170, как это показано на фиг. 6А-6В.
[0087] Пружина 218 поджимает втулку 210 поршня из закрытого состояния (фиг. 6А) в открытое состояние (фиг. 6В), а временное соединение 230 (например, разрывной стержень), прикрепленное к корпусу 202 через посредство анкера 250, предотвращает вызванное поджатием перемещение втулки 210 поршня. Как показано, втулка 210 поршня, уплотненная в корпусе 202 уплотнениями 213, подвергается воздействию перепада давления между давлением в кольцевом пространстве (через корпус 202 поршня) и давлением в насосно-компрессорной колонне (через выпускные отверстия 204). Разрывной стержень 230 имеет вырез или разрушаемый участок 235, выполненный с возможностью разрушения/разрывания под действием заданной нагрузки, создаваемой перепадом давления (и добавленным поджатием пружины 218).
P
[0088] После установки клапана 100 и перед началом регулярной работы можно выполнить проверки целостности под давлением, описанные выше. Например, при нахождении узла 200 в его исходном состоянии, как на фиг. 6А, прежде всего проверяют целостность обсадной колонны. Для проверки давление прикладывают к заколонному кольцевому пространству скважины. Сила от давления (A) в кольцевом пространстве действует на втулку 210 поршня, и это будет удерживать втулку 210 поршня в закрытом положении, как на фиг. 6А.
P
P
[0089] После завершения проверки под давлением, имеющимся в кольцевом пространстве, давление (A) в кольцевом пространстве сбрасывают. Когда давление (A) в кольцевом пространстве сбрасывают, присоединенный трос или провод 240 удерживает подпружиненный обратный клапан 160 в открытом положении, благодаря чему делается возможным снижение давления между обратным клапаном 160 и передней частью 206 узла 200. Эта функция является желательной, поскольку давление, удерживаемое в области между обратным клапаном 160 и передней частью 206, может воздействовать с большей результирующей силой на участок уплотнения поршня (верхнее и нижнее уплотнения 213) и предотвращать открытое состояние втулки 210 поршня в течение операции сдвига относительно насосно-компрессорных труб, рассматриваемой ниже.
[0090] Следующий этап после проверки под давлением обсадной колонны заключается в проверке целостности насосно-компрессорной колонны законченной скважины. Разрывной стержень 230 может быть выполнен с возможностью разрушения при большем или меньшем перепаде давления по сравнению с запланированным для проверки насосно-компрессорной колонны. В том и другом случае повышенное давление в насосно-компрессорной трубе может достигать давления разрушения разрывного стержня 230.
[0091] В наборе многочисленных газлифтных клапанов все узлы 200 приведения в действие могут быть рассчитаны на открывание при относительно одном и том же перепаде давления. Однако, когда любой разрывной стержень 230 разрушается, втулка 210 поршня перемещается в верхнее положение. Когда это происходит, натяжение соединительного провода 240 ослабевает и позволяет обратному клапану 160 перейти в закрытое положение. Поскольку обратные клапаны 160 перемещаются в закрытое положение после каждого отдельного перемещения узла 200, давление в насосно-компрессорной колонне может быть повышено на некоторое значение сверх расчетной срезающей силы. Этим может гарантироваться переход всех узлов 200 из многочисленных газлифтных клапанов 100 в открытое положение.
[0092] После завершения операции срезания втулка 210 поршня перемещается в верхнее положение, что позволяет отверстиям 214 поршня выровняться относительно выпускных отверстий 204 в корпусе 202 и тем самым позволяет проходить нагнетаемому газу. Втулка 210 поршня удерживается в открытом состоянии цангами 216, которые входят в зацепление с сопряженным заплечиком 176 в уплотненном корпусе 170.
P
[0093] После перемещения втулки 210 поршня провисание провода 240 позволяет нормально функционировать обратному клапану 160 как подпружиненному клапану одностороннего действия. В соответствии с этим обратный клапан 160 может предотвращать передачу повышенного давления T из насосно-компрессорной колонны за пределы газлифтного клапана 100, так что можно выполнять дальнейшую проверку целостности насосно-компрессорной колонны. После выполнения упомянутых выше операций газлифтный клапан 100 является подготовленным для выполнения регулярной работы, при которой газ для газлифта может входить в клапан 100 из обсадной колонны, в насосно-компрессорную колонну через отверстие 116, в насосно-компрессорную колонну через отверстия 204, что позволяет начинать разгрузку и процесс добычи без проведения внутрискважинной работы с использованием тросов.
[0094] Хотя описан срезной или разрывной стержень 240, можно использовать срезаемые или разрушаемые соединения других видов. Например, хотя стержень 230 выполнен с возможностью разрушения в ответ на продольную нагрузку, срезные штифты, винты или другие временные соединения могут быть использованы и выполнены с возможностью разрушения под воздействием поперечной или срезающей нагрузки.
[0095] Кроме того, предполагается, что соединительный провод 240 может оставаться внутри клапана 100 во время работы или он может состоять из материала, который является разлагаемым, растворяемым или дезинтегрируемым с течением времен в ответ на определенные условия окружающей среды. Кроме того, соединения 240 других видов могут соединять втулку 210 поршня с обратным клапаном 160 для удержания обратного клапана 160 открытым и затем прекращения удержания обратного клапана 160.
[0096] Приведенное выше описание предпочтительных и других вариантов осуществления не предполагается ограничивающим или сужающим объем или применимость концепций изобретения, предложенных заявителем. С учетом полезности настоящего изобретения должно быть понятно, что признаки, описанные выше в соответствии с любым вариантом осуществления или аспектом описанного объекта изобретения, могут быть использованы отдельно или в сочетании с любым другим признаком, описанным в любом другом варианте осуществления или аспекте описанного объекта изобретения.
[0097] В обмен на описание концепций изобретения, содержащихся в этом описании, заявитель претендует на все патентные права, предоставляемые прилагаемой формулой изобретения. Поэтому предполагается, что прилагаемая формула изобретения включает в себя в полном объеме все модификации и изменения, которые встречаются в объеме нижеследующей формулы изобретения или эквивалентов ее.