Способ отсечения пласта для проведения подземного ремонта без глушения скважины



Способ отсечения пласта для проведения подземного ремонта без глушения скважины
Способ отсечения пласта для проведения подземного ремонта без глушения скважины
Способ отсечения пласта для проведения подземного ремонта без глушения скважины
Способ отсечения пласта для проведения подземного ремонта без глушения скважины
Способ отсечения пласта для проведения подземного ремонта без глушения скважины
Способ отсечения пласта для проведения подземного ремонта без глушения скважины
Способ отсечения пласта для проведения подземного ремонта без глушения скважины

 


Владельцы патента RU 2531011:

Ерастов Сергей Анатольевич (RU)
Сливка Петр Игоревич (RU)
Габдулов Рушан Рафилович (RU)

Изобретение относится к области добычи углеводородов и может быть использовано при текущем ремонте скважин, оборудованных фонтанным лифтом, электроцентробежными (или другими типами) насосами. Позволяет производить подъем насосного (или иного оборудования) для ремонта и проведения профилактических мероприятий без глушения скважины.

Сущность изобретения: способ включает отдельный спуск в скважину колонны труб с пакерной системой, блоками датчиков (при необходимости) для контроля параметров состояния скважины, управляемого электрического либо электромеханического клапана и внутрискважинного электрически и механически соединяемого и разъединяемого блока «мокрый» контакт. Управляемый электромеханический клапан предназначен для открытия/закрытия поступления потока пластового флюида в надпакерную зону скважины скважин.

Производят отдельный спуск колонны труб в нижней части внутрискважинного электрически и механически соединяемого и разъединяемого блока «мокрый» контакт, электрической линией, обеспечивающей передачу данных от датчиков контроля, питание и передачу команд на управляемый электрический либо электромеханический клапан от наземной станции контроля либо спуск колонны труб, оснащенной скважинным насосом, электропогружным либо другого типа хвостовиком, закрепленным в нижней части насосного оборудования, либо блока телеметрии, расположенного под насосной установкой, верхней части внутрискважинного электрически и механически соединяемого и разъединяемого блока «мокрый контакт».

Электрическую линию можно подключать с устья отдельной кабельной линией, в случае если в подземном оборудовании не применяется погружной электропривод (ШГН, фонтанный способ эксплуатации и т.д.), или в составе четвертой жилы погружного кабеля для электронасосов, - до электропривода насосного оборудования, а далее отдельным кабелем, либо от «нулевой точки» электропогружного двигателя, либо от телеметрической системы погружного электродвигателя. Хвостовик может быть оснащен аварийным разъединительным устройством. После стыковки верхней и нижней частей внутрискважинного электрически и механически соединяемого и разъединяемого блока «мокрый» контакт устанавливается электрическая связь между наземной станцией контроля параметров работы пластов и управляемым клапаном, в результате появляется возможность контроля и измерения параметров состояния скважины и отсечения потока пластового флюида в случае проведения профилактических и ремонтных работ насосного оборудования. 7 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при подземном текущем ремонте скважин, оборудованных электроцентробежными (или другими типами) насосами, с целью сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта.

Известен способ закрытия клапана-отсекателя при извлечении электроцентробежного насоса из фонтанной скважины (аналог) и устройство для его осуществления. Патент РФ №2204695, E21B 34/06. Опубликован 20.05.2003 г.

Способ закрытия клапана-отсекателя при извлечении электроцентробежного насоса из скважины основан на приведении в действие запорного узла, разгерметизации устья скважины и подъеме насосного оборудования. Приведение в действие запорного узла клапана-отсекателя осуществляется при загерметизированном устье скважины и колонны насосно-компрессорных труб по команде с поверхности путем создания давления внутри колонны насосно-компрессорных труб для перемещения вверх электроцентробежного насоса. Нижняя часть электроцентробежного насоса соединена с толкателем клапана-отсекателя. С помощью силового цилиндра (гидродомкрата) перемещают электроцентробежный насос из положения, обеспечивающего сообщение продуктивного пласта с полостью скважины, в положение, при котором отключается продуктивный пласт от полости скважины. Положение гидродомкрата зафиксировано устройством, управляемым с поверхности бросовым запорным элементом. После отключения продуктивного пласта производится разгерметизация устья скважины и извлечение погружного оборудования.

Недостатками способа закрытия клапана-отсекателя при извлечении электроцентробежного насоса из фонтанной скважины и устройство для его осуществления являются: необходимость сдергивания электроцентробежного насоса без подъема насосно-компрессорных труб при закрытии клапана-отсекателя: дополнительные назрузки на фланцевые соединения; сложность проведения работ при спуске электроцентробежного насоса для обеспечения надежности открытия клапана-отсекателя без герметизации устья скважины.

Известен регулятор-отсекатель Шарифова (аналог), предназначенный для отключения продуктивного пласта от скважины. Патент РФ №2229586, E21B 34/06. Опубликован 27.05.2004 г.

Регулятор-отсекатель Шарифова состоит из корпуса с одним или несколькими верхними и нижними пропускными каналами, наружными уплотнительными элементами и фиксатором. Внутри фиксатора размещен, по меньшей мере, один регулирующий орган в виде камеры сильфона или поршня со штоком и/или затвора с соответствующим седлом. Согласно изобретению затвор установлен под и/или над седлом, и/или внутри седла, и/или между седел, свободно и/или подпружинен, и/или жестко связан со штоком камеры сильфона или поршня. Камера выполнена без или с узлом зарядки ее сжатым газом и размещена в корпусе сверху и/или снизу, соответственно по направлению ее штока вниз и/или вверх, что камера сильфона или поршня без узла зарядки может быть герметично изолирована или гидравлически соединена с полостью корпуса или пространством за корпусом, при этом в камере установлен управляемый усилием пружинный элемент.

Недостатками отсекателя ствола скважины являются: работы с регулятором-отсекателем осложнены индивидуальным подбором пружины (коэффициента сжатия пружины) для обеспечения надежной работы клапана, а также расчетами давления в камере сильфона.

Известен скважинный клапан-отсекатель (аналог), предназначенный для герметичного перекрытия ствола скважины при проведении ремонтных работ. Патент РФ №2112863, E21B 34/06. Опубликован 10.06.1998 г.

Скважинный клапан состоит из двух дисков. Они имеют соосные отверстия и возможность разворота относительно друг друга для разобщения отверстий. Запорный узел имеет также механизм управления. В сопрягаемых поверхностях дисков выполнены проточки. Они образуют полость, гидравлически связанную каналом с надклапанным пространством. Работа скважинного клапана отсекателя основана на принципе револьверного механизма.

Недостатками скважинного клапана-отсекателя являются: отсутствие устройства для определения положения отверстия диска при провороте; для использования в компоновке в составе с электроцентробежным насосом необходима доработка устройства для поворота диска на нужный угол.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому (прототипом) является способ эксплуатации скважины с применением внутрискважинного электрически и механически управляемого соединяемого и разъединяемого блока «мокрый контакт», включающий спуск и установку колонны труб с пакерной компоновкой, блоками датчиков контроля параметров работы пластов, управляемых электрических или электромеханических клапанов, регулирующих либо отсекающих поступление флюида из пластов в скважину, при этом клапанами управляют через состыкованный блок «мокрого контакта», а линией связи служит силовой кабель электродвигателя погружного насоса или проложенный вдоль колонны дополнительный канал связи (патент РФ №2500882, опуб.10.12.2013).

Данный способ эксплуатации скважин применим для одновременно-раздельной эксплуатации скважин, вскрывающих два и более пласта и не может использоваться при текущих ремонтах скважины по замене глубинно-насосного оборудования.

Настоящее изобретение направлено на сохранение продуктивности пласта при проведении текущего ремонта скважин.

Технической задачей изобретения является создание способа, позволяющего исключить вредное влияние раствора глушения на продуктивный пласт за счет управляемого отключения продуктивной части пласта и беспрепятственного проведения смены насосного оборудования на скважинах с аномально низкими и высокими пластовыми давлениями.

Поставленная задача решается тем, что в способе отсечения пласта для проведения подземного ремонта без глушения скважины с применением внутрискважинного электрически и механически управляемого соединяемого и разъединяемого блока «мокрый контакт», включающем спуск и установку колонны труб с пакерной компоновкой, блоками датчиков контроля параметров работы пластов, управляемых электрических или электромеханических клапанов, регулирующих либо отсекающих поступление флюида из пластов в скважину, при этом клапанами управляют через состыкованный блок «мокрого контакта», а линией связи служит силовой кабель электродвигателя погружного насоса или проложенный вдоль колонны дополнительный канал связи, согласно изобретению скважину спускают пакерную компоновку, содержащую пакер, якорь, электрический или электромеханический клапан, перекрывающий пропускной канал в пакере, блок датчиков и нижний блок разъединяемого электрического блока «мокрый контакт», электропогружной насос, к нижней части которого или к хвостовику с аварийным разъединительным устройством закреплен верхний блок разъединяемого электрического блока «мокрый контакт», соединяют верхний и нижний блоки «мокрого контакта», открывают электрический или электромеханический клапан посредством управления через блок «мокрый контакт», осуществляют эксплуатацию пласта погружным насосом до момента возникновения необходимости проведения подземного ремонта, после чего производят закрытие электрического или электромеханического клапана посредством управления через блок «мокрый контакт», электропогружной насос, к нижней части которого или хвостовику с аварийным разъединительным устройством закреплен верхний блок разъединяемого электрического блока «мокрый контакт», извлекают из скважины и проводят подземный ремонт, по завершении которого повторяют операцию спуска электропогружного насоса.

Соединение по типу «мокрый» контакт используется для обеспечения надежного электрического соединения и рассоединения в скважинных условиях с электрическим клапаном и блоком датчиков, размещенных в пакерной системе. Питание, управление, передача информации электрического клапана и блока датчиков через соединение по типу «мокрый» контакт может быть осуществлено через силовой кабель погружного насоса (от «нулевой точки» электропогружного двигателя) либо через отдельно проложененный вдоль колонны насосно-компрессорных труб и насосного оборудования кабель (либо как дополнительный кабель в оплетке с силовым кабелем).

Сущность изобретения поясняется чертежами, где на фиг.1 и 2 схематично представлены принципиальные схемы способа отсечения пласта для проведения подземного ремонта без глушения скважины для вариантов управления электрическим клапаном: через силовой кабель погружного насоса 3 и через дополнительный канал 21.

На фиг.1 и 2 изображены схемы компоновки после спуска всех частей оборудования и стыковки «мокрого» контакта, дополненные скважинным насосом 5, погружным электродвигателем 6 с блоком телеметрии (ТМС) 7, силовым кабелем КРБК 3 либо дополнительным каналом из геофизического кабеля 21, закрепленных на трубах 2 крепежными поясами 4 либо протекторами 22.

«Мокрый» контакт состоят из двух блоков - блока верхнего «мокрого» контакта 8 и нижнего «мокрого» контакта 14, соединение которых в скважинных условиях позволяет получить надежный электрический контакт. Примером, частного случая в поверхностных условиях, может служить соединение «вилка-розетка». В скважинных условиях данное соединение осложняется наличием элетропроводимой среды (скважинной жидкости), высоких значений давления и температуры, наличием взвешенных твердых частиц, постепенно оседающих на забой скважины.

Верхняя часть блока «мокрый» контакт 8 снабжена контактной группой 10 и стыковочным узлом 12 для обеспечения механического и электрического соединения и разъединения верхней и нижней частей «мокрого» контакта для питания электрического (либо электромагнитного) клапана 18.

На фиг.3-7 изображены процессы сборки компоновки, поясняющие решение технической задачи и описание способа.

Спущенная компоновка (Фиг.7) представляет собой подвешенный на колонне насосно-компрессорных труб электроцентробежный насос 5 (либо другой тип насоса), погружной электродвигатель 6, а также соединенные механически блоки верхнего 8 и нижнего 14 «мокрого» контакта. Блок нижнего «мокрого» контакта 14, а также эклектический клапан 18 расположены в пакерной компоновке 17 с механическими якорями 16 (Фиг.1). Якоря предназначены для предотвращения осевого смещения пакера в случае высоких перепадов давлений над пакерной и подпакерной зонах.

В случае спуска пакерного оборудования ниже глубины спуска насосного оборудования блок верхнего «мокрого» контакта монтируется на хвостовике (колонне труб или штанг), непосредственно закрепленном в нижней точке электродвигателя электроцетробежного насоса.

Управление электроклапаном 18 осуществляется с устья скважины со станции управления 1 путем подачи питания на электропривод клапана.

В целях снижения риска запирания клапана за счет высокого противодавления в подпакерной расположение электроклапана 18 предусмотрено таким образом, что закрытие запирающего устройства осуществляется сверху-вниз. При достижении запирающего устройства седла клапана 19 достигается надежное разобщение пластов.

При открытом клапане поток жидкости пласта по каналам 15 в пакерной компоновке поступают на прием насоса и далее на устье скважины.

Спуск внутрискважинного оборудования для проведения текущего подземного ремонта скважин можно осуществить двумя способами.

Первый способ (Фиг.3) предполагает спуск на колонне насосно-компрессорных труб 2 и специальном разъединителе 12 транспортного пакерного оборудования 17′ с якорями 16′, содержащего в своем составе электрический либо электромеханический клапан 18′ в закрытом состоянии и нижний блок «мокрого» контакта.

Второй способ (Фиг.4) предполагает спуск пакерной компоновки на колонне насосно-компрессорных труб 2 совместно с электрически и механически соединяемым и разъединяемым блоком «мокрый» контакт 8, 14. При этом каналом связи может служить прокладываемый вдоль колонны геофизический кабель 21, закрепляемый к колонне крепежными поясами 4. Соединение кабеля с верхним блоком «мокрого» контакта осуществляется через кабельный геофизический наконечник 23. Спуск пакерной компоновки в данном случае можно осуществить при открытом электроклапане 18. Данный вариант, кроме определения герметичности пакерной компоновки, позволит проверить работоспособность электроклапана, надежность соединения блока «мокрый» контакт.

Переток жидкости по двум способам происходит по заколонному пространству между пакерной компоновкой и эксплуатационной колонной.

При достижении расчетной глубинный спуска (это может быть глубина спуска насоса, глубина кровли пласта и т.д.) производят посадку пакерной компоновки 17, разъединение и подъем колонны труб. Проверку герметичности пакера и клапанного узла осуществляют посредством опрессовки эксплуатационной колонны.

Далее спускают сборку из погружного насосного оборудования с установленным в нижней части блоком верхнего «мокрого» контакта 8 (Фиг.6). После стыковки верхней и нижней частей внутрискважинного электрически и механически соединяемого и разъединяемого блока «мокрый» контакт устанавливается электрическая связь между наземной станцией контроля 1 и управляемым электрически либо электромеханически клапаном 18, в результате появляется возможность контроля и измерения параметров состояния скважины и отсечения потока пластового флюида с пласта 20 в случае проведения профилактических и ремонтных работ насосного оборудования.

В случае необходимости профилактических и ремонтных работ насосного оборудования (смены насоса) смену насоса осуществляют следующим образом.

По команде с устья закрывают клапан 18 (Фиг.4), а также стравливают давление в затрубном пространстве. После чего производят срыв планшайбы, при котором происходит механическое и электрическое разъединение блоков «мокрого» контакта 8 и 14. При подъеме погружного оборудования производят периодическое замещение объема извлекаемого оборудования водой с целью сохранения противодавления на пакерную компоновку.

При замене насоса на заменяемый насос устанавливают блок верхнего «мокрого» контакта. С целью предотвращения удара о нижную часть оборудования в блоке нижнего «мокрого» контакта 14 предусмотрены направляющая воронка 11 и стопорное устройство 13 на определенном расстоянии от электрических контактов 10. При достижении элемента упора 9 верхнего «мокрого» контакта 8 происходит разгрузка веса всей колонны, что позволит определить положение нижней точки подвести и подобрать подгоночные патрубки для посадки планшайбы.

После сборки фонтанной арматуры по команде с устья открывают электроклапан 18 и производят стандартную процедуру вывода скважины на режим. При стыковке блоков «мокрого» контакта можно получить информацию о давлении в подпакерной зоне (внутрискважинное оборудование может предусматривать установку датчиков (давления, температуры), а также контролировать параметры работы скважины на выводе.

Технологический и экономический эффекты от использования способа отсечения пласта для проведения текущего ремонта без глушения скважины достигаются за счет сохранения продуктивности пласта, сокращения затрат на растворы глушения и ускорения проведения профилактических и ремонтных работ насосного оборудования.

Способ отсечения пласта для проведения подземного ремонта без глушения скважины с применением внутрискважинного электрически и механически управляемого соединяемого и разъединяемого блока «мокрый контакт», включающий спуск и установку колонны труб с пакерной компоновкой, блоками датчиков контроля параметров работы пластов, управляемых электрических или электромеханических клапанов, регулирующих либо отсекающих поступление флюида из пластов в скважину, при этом клапанами управляют через состыкованный блок «мокрого контакта», линией связи служит силовой кабель электродвигателя погружного насоса или проложенный вдоль колонны дополнительный канал связи, отличающийся тем, что в скважину спускают пакерную компоновку, содержащую пакер, якорь, электрический или электромеханический клапан, перекрывающий пропускной канал в пакере, блок датчиков и нижний блок разъединяемого электрического блока «мокрый контакт», электропогружной насос, к нижней части которого или к хвостовику с аварийным разъединительным устройством закреплен верхний блок разъединяемого электрического блока «мокрый контакт», соединяют верхний и нижний блоки «мокрого контакта», открывают электрический или электромеханический клапан посредством управления через блок «мокрый контакт», осуществляют эксплуатацию пласта погружным насосом до момента возникновения необходимости проведения подземного ремонта, после чего производят закрытие электрического или электромеханического клапана посредством управления через блок «мокрый контакт», электропогружной насос, к нижней части которого или хвостовику с аварийным разъединительным устройством закреплен верхний блок разъединяемого электрического блока «мокрый контакт», извлекают из скважины и проводят подземный ремонт, по завершении которого повторяют операцию спуска электропогружного насоса.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области арматуростроения и предназначено в качестве запорно-регулирующего устройства для использования, например, в комплексе оборудования для добычи нефти, в котором подача жидкости осуществляется с помощью электроцентробежного насоса.

Группа изобретений относится к технике и технологии нефтегазодобычи и может применяться для эксплуатации насосной скважины. Обеспечивает повышение эффективности эксплуатации насосной скважины за счет предотвращения глушения продуктивного пласта ниже пакера при замене электропогружного насосного агрегата.

Группа изобретений относится к добыче углеводородов в подземных пластах и, более конкретно, к механизму для активирования множества скважинных устройств в случае, когда необходимо создать множество зон добычи.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена в скважинных клапанных системах. Способ управления работой клапана может включать установку электрического привода в проточный канал, проходящий через этот клапан по его длине, и управление работой запирающего устройства с помощью электрического питания, подаваемого к электрическому приводу.

Изобретение относится к технике и технологии нефтегазодобычи и может быть применено для одновременно-раздельной добычи флюида из нескольких пластов одной насосной скважины с возможностью исследования и учета их параметров.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для перекрытия ствола скважины при проведении капитального ремонта без глушения. Устройство содержит пакер с корпусом, запорный орган с цангой, снабженной лепестками с головкой, механизм управления запорным органом, шток с отверстиями и кольцевой проточкой.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена в скважинных клапанных системах. Способ включает установку вставного предохранительного клапана в проточный канал, проходящий через внешний предохранительный клапан по его длине, создание электрического контакта между вставным предохранительным клапаном и электрическим разъемом и управление работой вставного предохранительного клапана, позволяющее избирательно пропускать и блокировать поток текучей среды через проточный канал.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для снижения избыточного давления газа в затрубном пространстве добывающих скважин, эксплуатируемых установками винтовых насосов.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при раздельной закачке жидкости в два пласта в одной скважине. Устройство содержит корпус со сквозными и радиальными отверстиями, упор в нижней части и направляющие конусные поверхности в верхней части, размещенный в корпусе ниппель с верхним и нижним уплотнительными узлами, с радиальными отверстиями, упором в нижней части и проточкой на наружной поверхности, цилиндрическое седло, размещенное в ниппеле с возможностью перекрытия радиальных отверстий ниппеля, пружину под цилиндрическим седлом, сбрасываемый в устройство при его работе шар.

Изобретение относится к нефтедобывающему оборудованию и может быть применено при бурении нефтегазовых скважин, добыче нефти и в системах поддержания пластового давления.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для гидравлического разрыва углеводородсодержащего пласта. Скважинная система содержит множество скользящих муфт, имеющих центральный сквозной канал. При этом каждая из скользящих муфт способна приводиться в действие одиночным шаром. Каждая скользящая муфта имеет подвижную вставку, которая в зависимости от положения вставки в задвижке может блокировать или обеспечить радиальный поток текучей среды между внутренней и наружной частями муфты. Вставка имеет профиль на внутренней поверхности подвижной вставки, обеспечивающий соединение толкателя с вставкой и перемещение вставки, которое предотвращает прохождение текучей среды во внутреннюю часть скользящей муфты. Технический результат заключается в повышении эффективности гидравлического разрыва нескольких пластов через одну скважину. 3 н. и 18 з.п. ф-лы, 11 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений для импульсной закачки жидкости в пласт. Обеспечивает возможность повышения расхода жидкости при импульсной закачке жидкости в пласт. Сущность изобретения: устройство включает корпус, концентрично расположенный в корпусе патрубок с центральным каналом, окнами и гайкой, пружину. Гайка установлена на наружной поверхности патрубка в ее верхней части, а пружина установлена между гайкой и корпусом, в котором выполнена внутренняя цилиндрическая выборка. В нижней части внутренней цилиндрической выборки корпуса выполнены радиальные каналы. При этом снизу к патрубку, вставленному в корпус, жестко присоединен полый цилиндрический клапан, оснащенный кольцевым выступом сверху с возможностью ограниченного герметичного перемещения вниз относительно внутренней цилиндрической выборки корпуса. Полость внутренней цилиндрической выборки корпуса над кольцевым выступом цилиндрического клапана сообщена окнами с центральным каналом, а полость внутренней цилиндрической выборки под выступом сообщена радиальными каналами с пространством снаружи корпуса. Имеется также сменная втулка и жесткий центратор со сбивным клапаном, размещенный на верхнем конце патрубка. Согласно изобретению полый цилиндрический клапан ниже внутренней цилиндрической выборки корпуса оснащен радиальными окнами. Ниже радиальных окон в полом цилиндрическом клапане выполнены радиальные отверстия, герметично перекрытые изнутри сменной втулкой. Сверху сменная втулка соединена с корпусом стержнем, вставленным в радиальные окна полого цилиндрического клапана. При этом полый цилиндрический клапан заглушен снизу, а корпус имеет возможность ограниченных возвратно-поступательных осевых перемещений совместно со сменной втулкой относительно полого цилиндрического клапана с циклическим открытием и закрытием радиальных отверстий полого цилиндрического клапана в процессе закачки жидкости в устройство. 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для проведения ремонта скважин. Клапан-отсекатель устанавливается в составе лифтовой колонны труб над гидравлическим устройством и состоит из разъемного корпуса, в осевом канале которого установлен полый плунжер с кольцевым выступом, опирающимся на пружину. В осевом канале полого плунжера выполнен упор, на который установлена втулка с радиальными отверстиями, чередующимися с осевыми отверстиями, соединяющими полость под полым плунжером с полостью над седлом. В осевом канале размещена втулка с полой трубкой, снабженной тарельчатым клапаном на конце, поджимаемым к седлу пружиной. Между полым плунжером и разъемным корпусом выполнена кольцевая камера, гидравлически связанная радиальным отверстием с осевым каналом втулки и полой трубки. Во втулке выполнено донышко с центральным осевым каналом, в котором установлен перепускной клапан с тарелью, перекрывающей в исходном положении перепускные отверстия в донышке, ход которого ограничен снизу стопорным кольцом. Технический результат заключается в обеспечении возможности: герметизации осевого канала лифтовой колонны труб от полости скважины при любой глубине скважины и воздействии гидростатического давления на тарельчатый клапан; заполнения осевого канала лифтовой колонны труб пластовой жидкостью при спуске устройства в скважину; открытия тарельчатого клапана при создании избыточного давления в осевом канале труб лифтовой колонны труб со свободным пропуском рабочей жидкости к устройству, расположенному ниже. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть применено при освоении скважин. Клапан содержит полый корпус с муфтовым и ниппельным концами, снабженными резьбами для соединения клапана с колонной насосно-компрессорных труб и с радиальным отверстием, полый золотник с радиальным отверстием, поршень. Полый золотник размещен эксцентрично относительно корпуса и жестко зафиксирован на его наружной поверхности. Радиальные отверстия корпуса и золотника сообщаются между собой, причем полый золотник снабжен боковым каналом. Поршень жестко закреплен на нижней части штока, а верхняя часть штока оснащена наружным кольцевым выступом и герметично вставлена в регулировочную гайку с возможностью осевого перемещения относительно регулировочной гайки. Регулировочная гайка ввернута во внутреннюю резьбу полого золотника, выполненную на ее верхнем конце, причем поршень подпружинен от регулировочной гайки вниз, а ниже поршня в золотнике выполнена гидравлическая камера, сообщающаяся с внутренним пространством корпуса. Под действием избыточного давления в гидравлической камере поршень имеет возможность осевого перемещения вверх и сообщения гидравлической камеры с заколонным пространством скважины через боковой канал полого золотника. Технический результат заключается в снижении и возможности регулирования гидравлического давления для срабатывания клапана, обеспечении возможности прохождения геофизических приборов через клапан, а также в возможности совмещения нескольких технологических операций за один спуск колонны труб. 1 ил.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена в скважинных клапанных системах. Система содержит трубчатую колонну и пустотелый активационный шар. Трубчатая колонна приспособлена для размещения в скважине и включает в себя седло. Активационный шар приспособлен для сбрасывания в скважину для размещения в седле. Шар содержит наружную оболочку, которая образует сферическую поверхность. Наружная оболочка образует замкнутый объем и выполнена из металлического материала. Активационный шар включает в себя опорную конструкцию, расположенную на внутренней поверхности наружной оболочки. Технический результат заключается в повышении эффективности системы активации скважинного инструмента. 2 н. и 24 з.п. ф-лы, 13 ил.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена при бурении и заканчивания скважин. Изолирующее устройство для пробки разрыва пласта содержит шаровое седло, снабженное посадочной поверхностью, и шар, выполненный с возможностью контакта с посадочной поверхностью. Профиль посадочной поверхности выполнен куполовидным, при этом первая часть профиля имеет радиус кривизны, который соответствует радиусу кривизны профиля шара, а вторая часть имеет радиус кривизны больший, чем радиус кривизны первой части. Также раскрыты пробка разрыва и способ изоляции зон продуктивного пласта с использованием изолирующего устройства. Технический результат заключается в повышении герметизации изолирующего устройства. 3 н. и 8 з.п. ф-лы, 49 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений для импульсной закачки жидкости в пласт. Обеспечивает возможность повышения расхода жидкости при импульсной закачке в пласт в системе поддержания пластового давления в процессе разработки нефтяных месторождений. Сущность изобретения: устройство включает корпус, концентрично расположенный в корпусе патрубок с центральным каналом, окнами и гайкой, пружину. Гайка установлена на наружной поверхности патрубка в ее верхней части, а пружина установлена между гайкой и корпусом, в котором выполнена внутренняя цилиндрическая выборка. В нижней части внутренней цилиндрической выборки корпуса выполнены радиальные каналы. Снизу к патрубку, вставленному в корпус, жестко присоединен полый цилиндрический клапан, оснащенный кольцевым выступом сверху с возможностью ограниченного герметичного перемещения вниз относительно внутренней цилиндрической выборки корпуса. Полость внутренней цилиндрической выборки корпуса над кольцевым выступом цилиндрического клапана сообщена окнами с центральным каналом, а полость внутренней цилиндрической выборки под выступом сообщена радиальными каналами с пространством снаружи корпуса. Имеется также сменная втулка и обратный клапан, пропускающий снизу вверх. Согласно изобретению полый цилиндрический клапан ниже внутренней цилиндрической выборки корпуса оснащен радиальными окнами. Ниже радиальных окон цилиндрический клапан снабжен сменной втулкой со сквозными окнами сверху. При этом в сменную втулку установлен глухой стержень, оснащенный сверху радиальным сквозным отверстием, в которое установлен палец, вставленный в радиальные окна полого цилиндрического клапана и жестко зафиксированный в корпусе. Глухой стержень имеет возможность ограниченных возвратно-поступательных осевых перемещений совместно с корпусом относительно сменной втулки с полым цилиндрическим клапаном с возможностью циклического открытия и закрытия сквозных отверстий сменной втулки в процессе закачки жидкости в устройство. 2 ил.

Изобретение относится к запорным элементам обратных клапанов и может быть применено в буровом и нефтедобывающем оборудовании. Запорный орган выполнен в виде поджимаемого к седлу сферического запорного элемента, с возможностью его перемещения, снабжен опорными элементами, выполненными в виде криволинейных ножек. Опорные элементы соединены со сферическим запорным элементом и опорой, выполненной, например, в виде кольца с отверстием для прохода жидкости. Запорный орган выполнен в виде одной детали из упругоэластичного, износостойкого материала, например полиуретана. Технический результат заключается в повышении надежности работы клапана. 5 з.п. ф-лы, 3 ил.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности и может быть применена для промывки приема и полости электроцентробежных насосов от твердых взвешенных частиц песка, асфальтосмолистых веществ и солей. Клапан включает корпус с верхней и нижней присоединительными резьбами, седло для клапана, закрепленное неподвижно внутри корпуса, упорную втулку и шайбу с центральным и периферийными отверстиями, закрепленную в корпусе с помощью стопорного кольца, тарельчатый клапан со штоком, проходящим через центральное отверстие шайбы, подвижную втулку и пружину, установленную между шайбой и подвижной втулкой. Шток тарельчатого клапана выполнен полым с горизонтальными отверстиями в верхней части, соединяющими надклапанную область НКТ с подклапанной. Подвижная втулка выполнена ступенчатой, нижняя часть которой с меньшим диаметром образует с наружной поверхностью полого штока клапана скользящую пару трения. В верхней части втулки с ввернутой крышкой и центраторами выполнены горизонтальные отверстия большего в сравнении с отверстиями штока клапана диаметра. В верхней части штока клапана снаружи установлены стопорное кольцо и уплотнительные кольца из эластичного материала, расположенные по обе стороны горизонтальных отверстий штока клапана. Технический результат заключается в повышении эффективности очистки фильтра. 2 н.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к системам отсечения потока в скважине и может быть применено для испытания колонны труб на герметичность. Устройство содержит пробку из удаляемого материала, установленную в трубу скважины для проведения указанных испытаний. При этом участки стенки трубы имеют каналы (3, 4, 8), обеспечивающие проточное соединение соответственно между полостью (70) скважины над пробкой и полостью (72) скважины под пробкой. Причем устройство содержит закрывающий элемент, выполненный с возможностью постоянного перекрытия проточного соединения. Предпочтительно канал образован осевой полостью/камерой (4), в которой расположен поршень, выполненный с возможностью повторной регулировки путем осевого перемещения из первого положения, в котором имеется проточное соединение через канал, и второго положения, в котором соединение постоянно перекрыто и не может быть открыто вновь. Технический результат заключается в повышении эффективности перекрытия потока в скважине при испытании колонны труб на герметичность. 9 з.п. ф-лы, 5 ил.
Наверх