Эксплуатация нефтегазопромыслового оборудования

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Принцип работы компрессора

Принцип работы компрессора основывается на периодическом сжимании хладагента в камере, после чего он продолжает двигаться по контуру. В зависимости от способа создания давления компрессоры подразделяются на поршневые, в которых давление создается возвратно-поступательными движениями поршней, и вращательные, у которых давление увеличивается за счет вращения рабочих частей в корпусе компрессора. В свою очередь, вращательные компрессоры подразделяются на винтовые, ротационные и спиральные.

Поршневые компрессоры - наиболее распространенные при производстве кондиционеров. Характерной особенностью таких компрессоров является размещение электродвигателя в герметичном корпусе компрессора.

Как видно на схеме, давление в герметичной камере создается при движении поршня вверх. Стандартный принцип действия компрессора поршневого типа обеспечивается за счет коленчатого вала и шатуна, как и в любом двигателе этого вида;

После того, как в камере будет создано необходимое давление, срабатывают всасывающий и выпускной клапаны компрессора;

Схема «а» показывает момент срабатывания всасывающего клапана, который открывается за счет разрежения, возникающего в камере в результате движения поршня вниз. При этом в камеру попадает хладагент, который находится в газообразном состоянии и имеет низкую температуру;

Схема «б» показывает момент срабатывания выпускного клапана, который открывается под действием созданного поршнем давления при его движении вверх. После срабатывания этого клапана газообразный хладагент под высоким давлением устремляется в систему.

Такой принцип действия компрессора отличается простотой и надежностью конструкции, но имеет несколько отрицательных качеств. Так, в результате резких скачков высокого и низкого давления работа компрессора кондиционера этого типа характеризуется высоким уровнем шума. Кроме того, для запуска такого компрессора необходим достаточный запас мощности, что в процессе работы ускоряет износ его деталей и приводит к поломке.

Конструкция винтового компрессора типа 7ВКГ

На рис. 1 представлен винтовой компрессор. Работа компрессора осуществляется следующим образом. В корпусе компрессора 3 вращаются два ротора: ведущий 1 и ведомый 2. Поверхности роторов выполнены в виде винтов и находятся в зацеплении таким образом, что выступы ведомого вала входят во впадины ведущего. При всасывании газа из зоны а газ попадает во впадины ведущего ротора, которые выполняют роль цилиндров. Роль поршня выполняют выступы ведомого вала, которые, заполняя последовательно всю длину канала, образованного впадинами, постепенно осуществляют сжатие газа. В момент, когда сечение впадин оказывается перед нагнетательным отверстием, газ, сжатый до конечного давления, поступает в систему нагнетания (зона б).

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Рис. 1 . Винтовой компрессор

Процесс сжатия газа осуществляется и во впадинах ведущего ротора при заполнении их выступами ведомого ротора. Таким образом, винтовые компрессоры являются типичными представителями компрессоров объемного типа.

Винтовые компрессоры могут развивать производительность от 0,06 до 0,4 м3/c при конечном давлении 0,3 МПа (для одноступенчатого компрессора) и до 10 МПа (для двухступенчатого компрессора). Частота вращения ротора 50...200 об/с. Винтовые компрессоры могут применятся для подачи газа с наличием в нем жидкости, например конденсата.

Технологическая схема компрессорных установок типов 7ВКГ-30/7 и 7ВКГ-50/7 показана на рис. 2

Рис. 2 Технологическая схема компрессорных установок типов 7ВКГ-50/7 (о, б) и 7ВКГ-30/7 (в): 1 -- задвижка; 2 - впускной клапан; 3 - электродвигатель; 4 - муфта сцепления; 5 - компрессор; б - масляный фильтр; 7 - отсечной клапан; 8 - вентиль угловой; 9 - масляный фильтр грубой очистки; 10, 13, 17, 19 - вентили; 11 - блок маслоохладителя 7ВГК-50/7; 12, 18 - перепускные клапаны; 14 - предохранительный клапан; 15 -- компенсатор; 16 - обратный клапан; 20 - блок маслоохладителя; I - газ на прием компрессора; II - газомасляная смесь в приемный сепаратор; III - газомасляная смесь к потребителю; IV - слив масла в емкость; V - масло на охладитель; А - газ; Б - газомасляная смесь; В -- масло

Нефтяной газ с сепарационных установок поступает на компрессор 5 через приемную задвижку 1 и впускной клапан 2. Процесс сжатия происходит аналогично сжатию в компрессоре 5ВКГ.

Маслогазовая смесь из компрессора поступает в сепаратор (в комплект поставки не входит), где газ отделяется от масла и направляется в газопровод по назначению, а масло или нефть под давлением нагнетания, пройдя через холодильник 11, фильтры 9 и 6, поступает вновь на компрессор. При неработающем компрессоре для случая, когда масляная система находится под давлением, на компрессорной установке предусмотрен отсечной клапан 7, перекрывающий вход масла в компрессор.

Отсечной клапан необходим для предотвращения подачи масла в компрессор при его остановке. В противном случае масло заполнит рабочие полости компрессора, что затруднит последующий запуск установки и может привести к гидравлическому удару.

Клапан закрывается с понижением давления на выходе нз компрессора после его остановки. Снижение давления происходит в результате утечки газа из компрессора, по зазорам в винтах на всасывание.

Смазка подшипников, создание затвора в запорных втулках, разгрузочном устройстве и концевом уплотнении осуществляется тем же маслом, которое дополнительно пропускается через сетчатый фильтр тонкой очистки 6. При запуске компрессорной установки в холодное время года, когда в холодильнике имеется загустевшее масло, подвод масла осуществляется через перепускные клапаны 12 и 18, минуя холодильник.

Материалы для изготовления обсадных труб, группы прочности

Трубы обсадные изготавливаются из сталей групп прочности Д, К, Е, Л и М, механические свойства которых приведены в таблице 9.23.

Таблица 9.23. Механические свойства сталей, используемых для изготовления обсадных труб.

Трубы обсадные муфтовые (ГОСТ 632-80) имеют короткую и удлиненную коническую резьбу треугольного профиля конусностью 1:16с шагом 3,175 мм и углом профиля 60° показанные на рис. 9.7.

Посадка резьбы осуществляется по боковым сторонам профиля. Герметичность соединения создается уплотнением в зазорах резьбовой смазки при свинчивании механическим способом.

Соединения с удлиненной резьбой (У) обладают большей герметичностью и сопротивляемостью растягивающим нагрузкам.

Изготовители: 1. СинТЗ - трубы диаметром 146 мм:

ТМЗ-140, 146 и 168 мм;

НДТЗ - 245, 273, 299 и 324 мм;

ЧТПЗ - 351, 377 и 426 мм.

Геометрические параметры труб приведены в таблице 9.24.

Трубы обсадные муфтовые с конической резьбой треугольного профиля и упрочненными концами за счет редуцирования по ТУ 14-3- 1076-82 приведены на рис.9.8. Отличительной особенностью резьбового соединения является выполнение резьбового участка от торца трубы до основной плоскости коническим с постоянной толщиной стенки и конусностью, равной конусности резьбы.

При этом толщина стенки под резьбой увеличивается, что обеспечивает увеличение критического растягивающего усилия.

С целью обеспечения прохождения породоразрушающего и другого инструмента на концах труб выполняется специальная фаска.

Изготовитель: НДТЗ - трубы размерами 245, 273, 299 и 324 мм групп прочности Д, Е и К ;

Геометрические параметры труб приведены в таблице 9.24.

Примечание. Длина труб L = 9500 - 13000 мм; допускается в партии труб длиной 8000 - 9500 мм - до 20% и длиной 5000 - 8000 мм - до 10 %.

Монтаж устьевого колонного оборудования

Известны устройства устьевого оборудования скважин, содержащие кондуктор, колонную головку, крестовину колонной головки, трубную головку и елку с задвижками на струнах

Недостатком известных устройств является сложность конструкции и большая металлоемкость.

Известно устройство устьевого оборудования скважин содержащее соединительные элементы в виде трубной головки, выполненной с возможностью соединения с крестовиной колонной головки по посадочному конусу и колонной головки, задвижки и уплотнительные кольца [1].

Известное устройство устьевого оборудования скважин имеет недостаточное качество герметизации, большую элементную базу и недостаточно надежно в процессе эксплуатации.

Решение технической задачи достигается тем, что устройство устьевого оборудования скважин снабжено дополнительно упругими уплотнительными кольцами, установленными в кольцевых канавках, выполненных на торцах соединяемых элементов устройства для обеспечения качества герметизации, и быстроразъемными соединениями в виде соединительного резьбового кольца с опорными буртиками, выполненными на внутренней его поверхности, для взаимодействия с разрезными кольцевыми опорными вкладышами, установленными в кольцевых канавках, выполненных на наружных поверхностях соединяемых элементов устройства, в кольцевом зазоре между цилиндрическими поверхностями крестовины колонной головки и трубной головки, на буртике трубной головки расположены последовательно упругое уплотнительное кольцо, втулка с боковыми отверстиями для протока откачиваемой жидкости из центрального и бокового отверстий трубной головки в патрубок крестовины колонной головки, второе упругое уплотнительное кольцо и нажимное кольцо, взаимодействующее с нажимной гайкой, образующей с крестовиной колонной головки резьбовую пару.

В сравнении с широко известной базовой фонтанной арматурой, эксплуатируемой на месторождениях Российской Федерации и за рубежом предложенное устройство является новым, с более широкими функциональными возможностями.

Базовое устройство устьевого оборудования имеет технически не обоснованные габаритно-массовые характеристики.

Для базового устройства необходимы усилия при монтаже и демонтаже для обтяжки фланцевых соединений, требующих завышенных коэффициентов запаса прочности из-за неравномерности по нагрузкам резьбовых шпилечных соединений.

Наличие металлических уплотнительных колец в базовом устройстве приводит к преждевременному выводу из эксплуатации устьевое оборудование из-за электрохимической коррозии уплотнительных поверхностей колец и канавок фланцев.

Базовое устройство не отвечает современным требованиям промышленной экологической безопасности и требованиям пожаробезопасности из-за постоянных утечек нефтепродуктов через соединения.

По своей компоновке базовые устройства, применяемые как в Российской Федерации так и за рубежом имеют литые детали и сварные узлы, обладающие микрораковинами и микротрещинами, отрицательно влияющие на герметичность в процессе эксплуатации оборудования.

При ремонте скважин базовому устьевому оборудованию требуется восстановительный ремонт поверхностей, обеспечивающих герметичность из-за одноразового использования металлических уплотнительных колец.

Для базового оборудования в процессе монтажа и демонтажа на скважинах расходуется большое количество непроизводительного времени из-за сложности и громоздкости конструкции.

Для базового оборудования в зимнее время необходимо обогревать струну с клапаном сброса давления из затрубья в нефтесбор.

Предложенное устройство устьевого оборудования скважин обладает новыми положительными признаками, существенно отличающего устройства от известных.

Габаритно-массовые характеристики меньше в 2-3 раза.

В связи с отсутствием фланцевых соединений и наличием вторичного уплотнения лекгодеформируемых колец усилия соединения меньше в несколько раз.

При электрохимической коррозии и повреждений металлических поверхностей вторичное уплотнение обеспечивает надежность и качество герметизации.

Вторичное уплотнение с упругими уплотнительными кольцами создает условия для многоразового монтажа и демонтажа без восстановительного ремонта оборудования с высокой надежностью герметизации качеством.

Новая компоновка устройства не имеет литых деталей и сварных узлов, что улучшает эксплуатационные характеристики и увеличивает долговечность.

Благодаря простоте конструкции и технологичности изготовления устройства сборочные операции упрощаются.

Техническое решение задачи воплощенные в предлагаемые устройства устьевого оборудования являются современными и отвечают жестким требованиям промышленной экологической безопасности, требованиям пожаробезопасности и требованиям безопасного ведения работ на нефтегазодобывающих промыслах.

Предложенное устройство устьевого оборудования скважин многовариантно при новом проектировании позволяет легко встроить в крестовину колонной головки клапанное устройство, а в трубной головке разместить устройство кабельного ввода.

На место задвижки можно установить сальниковое устройство уплотнения штока станка-качалки.

Типовое предложенное устройство устьевого оборудования используют для фонтанирующих скважин, для нагнетательных скважин и скважин с механической добычей.

Устройство устьевого оборудования скважин взаимозаменяемое, что дает возможность использовать в производстве на различных скважинах оборудованных электроцентробежными насосами или штанговыми насосами со станком-качалкой.

Авторы считают, что предложенное устройство устьевого оборудования по своим технико-экономическим показателям превосходит зарубежные аналоги и является конкурентно-способным.

По мнению авторов предложенное изобретение необходимо патентовать за рубежом.

Пример исполнения устройства характеризуется следующими параметрами:

- колонная головка для эксплуатационных труб 146 и 168;

- для труб НКТ 3", 2,5", 2";

- проход центрального отверстия 65 мм;

- крестовина колонной головки - труба 245 мм;

- высота крестовины колонной головки около 350 мм;

- высота трубной головки 250 мм;

- длина задвижки около 170 мм;

- вес устройства без колонной головки около 220 кг;

- металлические кольца с вторичными упругими уплотнениями согласно акта испытания колец рассчитаны на давление МПа 35,0.

Использование предложенного устройства на нефтегазодобывающих промыслах даст положительный экономический эффект за счет низкой цены изделия, долговечности и надежности.

поршневой компрессор колонный оборудование погружной

Компоновка погружного агрегата электровинтовой насосной установки. Область применения винтовых скважинных насосов

Погружные винтовые электронасосные агрегаты ЭВН

Погружной насосный агрегат представляет собой сборочную конструкцию, состоящую из винтового сдвоенного насоса с электродвигателем и гидрозащитой. В условном обозначении отсутствует буква «У», например, ЭВН5-16-1200. Остальные обозначения соответствуют обозначениям, представленным в условном обозначении установок УЭВН. Технические характеристики винтовых насосных агрегатов представлены в таблице 3.

Таблица 3 - Технические характеристики винтовых насосных агрегатов типа ЭВН5

Погружные электродвигатели и гидрозащита к ним используются аналогичными, применяемыми в агрегатах погружных центробежных электронасосов для добычи нефти.

Устройство и принцип действия винтовых насосов

Погружные винтовые электронасосные агрегаты ЭВН5 всех типоразмеров изготавливаются по одной и той же конструктивной схеме с двумя рабочими органами, соединенными параллельно, что обеспечивает:

- удвоение подачи при одном и том же поперечном габарите;

- рабочие органы (винтовые пары) гидравлически взаимно уравновешенны, что исключает передачу значительных осевых сил на опорные подшипники насоса и пяту электродвигателя.

Погружной винтовой электронасосный агрегат ЭВН5 (рисунок 5) состоит из следующий элементов: пусковая кулачковая муфта центробежного действия, основание с приводным валом, сетчатые фильтры, установленные на приеме насоса, рабочие органы с правыми и левыми обоймами и винтами, две эксцентриковые шарнирные муфты, предохранительный клапан и шламовая труба.

При работе агрегата, крутящий момент от электродвигателя через вал протектора гидрозащиты, пусковую муфту и эксцентриковые муфты насоса передается рабочим винтам. По принципу действия насосы относят к объемным, а по способу передачи энергии жидкости к ротационным. Основными рабочими органами являются однозаходные геликсоидальные роторы с правым и левым направлением спирали и две резиново-металлические обоймы, внутренняя полость которых представляет собой двухзаходную винтовую поверхность с шагом в 2 раза большим, чем шаг винта, выполненную из маслобензиностойкой резины или другого эластомера.

Принцип действия насоса заключается в том, что между винтом и обоймой по всей длине образуется ряд замкнутых полостей, которые при вращении винта заполняются перекачиваемой жидкостью, перемещаемой от приема насоса к его выкиду. Винты вращаются вокруг своей оси и по окружности с радиусом равным эксцентриситету.

Жидкость поступает одновременно в левый и правый органы насоса через приемные сетки-фильтры. В камере между винтами потоки соединяются, и следуя дальше по кольцевому каналу между корпусом насоса и верхней обоймы, жидкость через предохранительный клапан поступает в напорную линию.

Пластовая жидкость перекачивается практически без пульсации, не создавая стойкой эмульсии из нефти и воды. Подача насоса равна сумме подач рабочих пар, а напор насоса - напору каждой рабочей пары.

Все основные узлы и детали диафрагментных насосов унифицированы и применяются, за некоторым исключением, во всех насосных агрегатов.

В винтовых насосах типа ЭВН5 имеется ряд специфических деталей: пусковая кулачковая муфта, эксцентриковые шарнирные муфты, предохранительный клапан, шламовая труба, сетчатый фильтр.

Пусковая кулачковая муфта центробежного типа соединяет валы протектора и насоса и обеспечивает с помощью выдвижных кулачков пуск насоса при движении максимального крутящего момента на валу двигателя, соответствующем частоте вращения 800-1200 об/мин.

Это вызвано тем, что винтовой насос имеет большую инерцию покоя и, чтобы запустить его (преодолеть силы трения), требуется повышенный пусковой момент. Кроме того, пусковая муфта не позволяет валу насоса вращаться в обратную сторону.

При обратном вращении за счет скоса на кулачках, муфта не включается, и кулачки проскальзывают и тем самым предохраняют насос от отворачиваний резьбовых соединений. Муфта так же защищает насос от аварийного режима работы, т.к. при выходе из строя одного из рабочих органов отключается последний. Внутри основания насоса расположен вал с подшипниками и опорные пяты из силицированного графита.

В основании нет сальника, а смазка трущихся поверхностей осуществляется пластовой жидкостью. На приводной вал надеты защитные втулки из нержавеющей стали, которые вращаются в бронзовых втулках. Концевые неподвижные пяты опираются на резиновые прокладки для равномерной пердачи усилий на всю поверхность пяты.

Эксцентриковая муфта обеспечивает возможность сложного планетарного вращения в обоймах. Благодаря чему жидкость проталкивается вдоль оси винта и создается необходимый напор для подъема жидкости на поверхность.

В верхней части насоса расположен золотниковый предохранительный клапан, который состоит из корпуса, золотника, поршня, амортизатора и корпусных деталей. Клапан выполняет следующие функции:

- пропускает жидкость в колонну нкт при спуске насосного агрегата в скважину;

- обеспечивает слив жидкости из колонны нкт при подъеме агрегата из скважины;

- препятствует при остановках насоса сливу жидкости из колонны труб через рабочие органы насоса (вся жидкость сливается через клапан в затрубное пространство);

- защищает насос от сухого трения и повышенного давления в напорной линии;

- обеспечивает перепуск жидкости из напорной линии обратно в скважину или при недостаточном притоке жидкости из пласта, или при содержании в жидкости большого количества газа.

Шламовая труба защищает насос от механических примесей, окалины, выпадающих из колонны НКТ при остановке насоса, монтаже и выполняет роль отстойника.

Назначение и область применения насосов

Установки погружных винтовых насосов с наземным приводом часто называют УШВН (установка штангового винтового насоса), предназначены для откачки высоковязкой пластовой жидкости из нефтедобывающих скважин.

Установка представляет собой погружной штанговый насос (ШВН), статор которого неподвижно крепится на колонне труб НКТ, а винт к колонне штанг. К нижней части статора крепится клапанный узел. Наземное оборудование включает колонную головку, превентор-тройник, редуктор, модульную вставку, электродвигатель.

Вращение винта осуществляется колонной штанг, размещенной внутри колонны НКТ, от наземного привода, состоящего из вращателя (редуктора) и электродвигателя.

Винтовой насос обеспечивает высокую работоспособность при откачке высоковязкой жидкости с повышенным газовым фактором и значительным содержанием механических примесей.

В наклонно-направленных скважинах для уменьшения сил трения и износа труб НКТ устанавливаются муфты-центраторы, которые выполняют функцию промежуточных радиальных опор, могут быть представлены в двух конструктивных исполнениях:

- неразборные, размещенные непосредственно на полноразмерной или укороченной штанге по специальной технологии в заводских условиях;

- разборные, устанавливаемые между муфтами стандартных штанг.

Наиболее рационально использовать штанговые центраторы, обеспечивающие их неподвижность относительно колонны НКТ, что приводит к снижению расхода электроэнергии и износа труб. Несколько нижних штанг, расположенных непосредственно близко к эксцентрично вращающемуся ротору, центраторами не оснащаются.

Рациональной областью применения УШВН являются вертикальные скважины или скважины с малыми темпами набора кривизны с пластовыми жидкостями высокой вязкости, с повышенным содержанием газа и механических примесей. Чаще всего УШВН применяются для дебитов от 3 до 50--100 м3/сутки с напором до 1000--1500 м, однако, некоторые типоразмеры УШВН могут иметь гораздо большие добычные возможности.

Скважинное оборудование струйной установки

Скважинная струйная установка, содержащая корпус, в котором выполнены перепускные окна, и вкладыш со струйным насосом, при этом во вкладыше выполнены проходной канал, канал подвода активной среды в сопло струйного насоса, канал подвода в струйный насос откачиваемой среды, который сообщен с проходным каналом, и выходной канал, а над каналом подвода откачиваемой среды в проходном канале выполнено посадочное место, на котором установлен герметизирующий узел, в последнем выполнен осевой канал с возможностью пропуска через него и проходной канал кабеля или проволоки для установки на них в скважине ниже струйного насоса скважинных приборов и оборудования с возможностью перемещения их вдоль ствола скважины при работающем или неработающем струйном насосе, выходной канал сообщен с затрубным пространством скважины, а на вкладыше установлены уплотнительные элементы, отличающаяся тем, что в корпусе установлена подвижная в осевом направлении опорная втулка, подпружиненная относительно корпуса, и на выполненное в опорной втулке посадочное место установлен вкладыш со струйным насосом, причем опорная втулка выполнена с перепускными отверстиями в ее стенке, в корпусе выполнена кольцевая расточка, ограничивающая своими торцами перемещение опорной втулки, при этом в нижнем положении опорной втулки выходной канал сообщен с окружающим корпус пространством через перепускные отверстия и перепускные окна, а в верхнем положении перепускные окна корпуса перекрыты стенкой опорной втулки.

2. Скважинная струйная установка по п.1, отличающаяся тем, что на опорной втулке над и под перепускными отверстиями установлены дополнительные уплотнительные элементы.

3. Способ работы скважинной струйной установки, заключающийся в том, что на колонне труб опускают в скважину корпус с выполненными в нем перепускными окнами и установленной в нем подпружиненной опорной втулкой с перепускными отверстиями, причем перепускные окна корпуса перекрыты стенкой опорной втулки, которая под действием пружины находится в своем верхнем положении, на кабеле или проволоке спускают в скважину вкладыш со струйным насосом, при этом предварительно кабель или проволоку пропускают через осевой канал герметизирующего узла, а также через проходной канал вкладыша, герметизирующий узел устанавливают на посадочном месте в проходном канале, к нижнему концу кабеля или проволоки подсоединяют скважинные приборы и оборудование, например каротажный прибор для регистрации профиля притока пластового флюида, далее устанавливают вкладыш со струйным насосом и герметизирующим узлом на посадочное место опорной втулки, а скважинные приборы и оборудование располагают с помощью кабеля или проволоки на заданной глубине в скважине ниже корпуса, после чего по колонне труб под давлением подают активную среду, например воду, солевой раствор или нефть, и, таким образом, перемещают подпружиненную опорную втулку вместе с вкладышем со струйным насосом вниз до упора, совмещая, таким образом, перепускные отверстия втулки с перепускными окнами корпуса, через канал подвода активной среды подают активную среду в сопло струйного насоса с формированием на выходе из сопла устойчивой струи, которая, истекая из сопла, вызывает снижение давления сначала в канале подвода откачиваемой среды, а затем и во внутренней полости колонны труб ниже корпуса струйного насоса, создавая в скважине депрессию на продуктивный пласт и увлекая в струйный насос откачиваемую из скважины пластовую среду, во время откачки пластовой среды с помощью установленных на кабеле или проволоке скважинных приборов и оборудования проводят контроль параметров откачиваемой пластовой среды и физических параметров продуктивного пласта вдоль ствола скважины, а также проводят перфорацию пластов в режиме депрессии, селективное акустическое воздействие на пласт и отбор глубинных проб при регулируемом с помощью струйного насоса забойном давлении, после этого прекращают подачу активной среды и тем самым перемещают под действием пружины опорную втулку с вкладышем в верхнее положение и изолируют внутреннюю полость колонны труб от затрубного пространства, после чего с помощью кабеля или проволоки извлекают на поверхность из корпуса вкладыш со струйным насосом, скважинными приборами и оборудованием.

4. Способ по п.3, отличающийся тем, что после извлечения на поверхность вкладыша со струйным насосом по колонне труб закачивают в подпакерное пространство кислотный раствор или жидкость гидроразрыва.

5. Способ по п.3, отличающийся тем, что после извлечения на поверхность вкладыша со струйным насосом через колонну труб и корпус пропускают в забой скважины гибкую трубу для очистки забоя скважины и прискважинной зоны пласта от проппанта, песка и других загрязнителей, после чего по гибкой трубе закачивают в скважину тампонажные материалы для проведения водоизоляционных работ или установки цементных мостов.

Размещено на Allbest.ru