Муфта пусковая с клапаном



Муфта пусковая с клапаном
Муфта пусковая с клапаном
Муфта пусковая с клапаном

 


Владельцы патента RU 2546204:

Камышев Михаил Анатольевич (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для герметизации колонны насосно-компрессорных труб при проведении цикла освоения скважины путем закрытия клапана пусковой муфты. Пусковая муфта с клапаном размещается в колонне насосно-компрессорных труб и выполнена в виде осесимметричного полого тела вращения с резьбой на концах, в боковой стенке которой установлен клапан. Клапан содержит корпус, упор, седло с центральным отверстием и запорный элемент, выполненный в виде жесткого шара с возможностью его перемещения внутри канала цилиндрической формы, сообщающего внутреннюю полость муфты с затрубным пространством. Части цилиндрического канала, обращенные к затрубному пространству и к внутренней полости пусковой муфты, выполнены с меньшими диаметрами, чем диаметр шара. Часть цилиндрического канала, обращенная к внутренней полости пусковой муфты, сообщается с ней посредством дополнительных каналов, выполненных по периферии цилиндрического канала. Часть центрального отверстия седла, примыкающая к упору, выполнена с меньшим диаметром, чем диаметр шара, а седло запорного клапана выполнено из эластомерного материала. Технический результат заключается в повышении надежности работы клапана. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для герметизации колонны насосно-компрессорных труб при проведении цикла освоения скважины путем закрытия клапана пусковой муфты.

Прежде чем переходить к описанию аналогов и прототипа, отметим следующее. При освоении скважины в нее опускают колонну насосно-компрессорных труб, в нижней части которой установлены несколько пусковых муфт, соединяющих трубы колонны. В пусковой муфте, в ее боковых стенках расположены отверстия, предназначенные для протекания через них газожидкостной среды из затрубного пространства во внутреннюю полость колонны насосно-компрессорных труб. По прошествии некоторого промежутка времени, определяемого технологией освоения, необходимо прекратить доступ газожидкостной смеси внутрь колонны, для чего колонну вынимают на поверхность, заменяют муфты с отверстиями на муфты без отверстий и снова опускают колонну в скважину. Процесс подъема-опускания колонны требует значительного времени, составляющего (8-12) дней, и, соответственно, дополнительных финансовых затрат. Предлагаемое техническое решение позволяет исключить процесс подъема колонны для замены муфт и последующего ее опускания в скважину путем закрытия отверстий в пусковых муфтах при нахождении колонны внутри скважины.

Известен аналог заявляемого технического решения, например «Газ-лифтный клапанный узел», описанный в патенте RU 2419715, МПК Е21В 34/06, опубл. 27.05.2011 г. Устройство-аналог содержит газлифтный клапан, имеющий запорный клапанный элемент, расположенный между кольцевым пространством и каналом насосно-компрессорной трубы, приспособленный для выборочного перемещения через него потока текучей среды от впускной стороны к выпускной стороне запорного клапанного элемента и способный смещаться для предотвращения утечки текучей среды через него от выпускной стороны к впускной стороне. Имеется изолирующий элемент, расположенный на впускной стороне запорного клапанного элемента и приспособленный спускаться в скважину в первом положении, в котором он изолирует выпуск запорного клапанного элемента от давления текучей среды в кольцевом пространстве или канале насосно-компрессорной трубы для предотвращения утечки текучей среды, и в ответ на величину давления текучей среды, превышающую пороговую величину, переходить во второе положение. В последнем положении изолирующий элемент обеспечивает перемещение текучей среды через него независимо от величины давления текучей среды. Данное устройство предназначено для газлифта и используется для подъема жидкости из скважины за счет энергии газа, подаваемого в скважину под избыточным давлением. Недостатком аналога является его сложное конструктивное исполнение и, соответственно, высокая себестоимость. Кроме этого в устройстве-аналоге присутствуют движущиеся узлы и каналы, которые могут быть засорены взвешенными в жидкой среде частицами глины, песка и т.д., что может привести к утрате работоспособности устройства в целом.

Известно также устройство для эксплуатации и очистки скважины, содержащее полый шток, обратный клапан, корпус, соединенный с хвостовиком, оснащенным снизу фильтром и пакером, включающим вставленный в него и соединенный с полым штоком расширяющийся конус с цилиндрической нижней частью, которая телескопически вставлена в корпус с возможностью ограниченного перемещения вниз и зафиксирована относительно корпуса срезным элементом. Обратный клапан установлен в хвостовике ниже фильтра и выполнен в виде тарельчатого клапана. Седло клапана выполнено с возможностью герметичного взаимодействия с концевым ниппелем, спускаемым на колонне технологических труб внутрь устройства (патент RU 2398957 «Устройство для эксплуатации и очистки скважины», МПК Е21В 37/00, опубл. 10.09.2010 г.). Недостатком этого устройства является его относительно сложная конструкция, а следовательно, высокая себестоимость.

В качестве прототипа, как наиболее близкого к заявляемому техническому решению, выбрано «Устройство для очистки и эксплуатации скважины», описанное в патенте RU 2471966, МПК Е21В 37/00, Е21В 43/00, опубл. 10.01.2013 г., содержащее электроцентробежный насос, подвешенный на колонне насосно-компрессорных труб, соединенных между собой пусковой муфтой, в стенке которой выполнены аэраторы (отверстия), сообщающие канал насосно-компрессорной трубы с кольцевым пространством ствола скважины, перекрываемые полым запорным клапаном, перемещаемым вдоль колонны насосно-компрессорных труб посредством каната, управляемого из устья скважины. Наружная поверхность запорного клапана и посадочная поверхность пусковой муфты, по меньшей мере, на длине поперечного сечения аэраторов выполнены коническими с соответствующими друг другу углами. Запорный клапан в прототипе, перекрывающий аэраторы, выполненные в стенке пусковой муфты, имеет простое конструктивное исполнение, однако ему присущ следующий недостаток - между коническими поверхностями запорного клапана и стенкой, на которой расположены аэраторы, могут попадать находящиеся в жидкой (либо газовой) среде частицы песка, глины и т.д., что может приводить к неполному перекрытию отверстий аэраторов запорным клапаном, в результате чего клапан перестает выполнять свое функциональное назначение, т.е. снижается надежность его работы.

Задачей, решаемой заявляемым техническим решением, является обеспечение гарантированного герметичного перекрытия отверстий в стенке пусковой муфты посредством клапана.

Техническим результатом, достигаемым при осуществлении заявляемого технического решения, является повышение надежности работы клапана за счет обеспечения гарантированного герметичного перекрытия отверстия в стенке пусковой муфты посредством клапана.

Достигается это тем, что в известной пусковой муфте с клапаном, размещенной в колонне насосно-компрессорных труб и жестко соединяющей верхнюю и нижнюю относительно пусковой муфты части колонны, выполненной в виде осесимметричного полого тела вращения с резьбой на концах, в боковой стенке которой установлен, по меньшей мере, один клапан, содержащий корпус, упор, седло с центральным отверстием, установленное в выемке корпуса, и запорный элемент, выполненный в виде жесткого шара с возможностью его перемещения внутри канала цилиндрической формы, диаметр которого соответствует диаметру шара и диаметру центрального отверстия седла в месте его прилегания к корпусу, сообщающего внутреннюю полость муфты с затрубным пространством, согласно изобретению:

- части цилиндрического канала, обращенные к затрубному пространству и к внутренней полости пусковой муфты, выполнены с меньшими диаметрами, чем диаметр шара;

- часть цилиндрического канала, обращенная к внутренней полости пусковой муфты, сообщается с ней посредством дополнительных каналов, выполненных по периферии цилиндрического канала;

- часть центрального отверстия седла клапана, примыкающая к упору, выполнена с меньшим диаметром, чем диаметр шара;

- седло клапана выполнено из эластомерного материала.

Кроме этого корпус клапана и упор могут быть установлены в боковой стенке пусковой муфты посредством резьбового соединения.

Кроме того, центральное отверстие седла клапана выполнено сужающимся в направлении к упору.

Приведенный заявителем анализ уровня техники показал, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественных всем признакам заявленной пусковой муфты с клапаном, отсутствуют, следовательно, заявляемое техническое решение соответствует критерию «новизна».

Патентные исследования показали, что в изученном уровне техники отсутствуют аналогичные технические решения, т.е. заявляемое техническое решение не следует явным образом из изученного уровня техники и, таким образом, соответствует критерию «изобретательский уровень».

Заявляемое техническое решение может быть воспроизведено промышленным способом на известном в настоящее время оборудовании, следовательно, оно соответствует критерию «промышленная применимость».

Суть заявляемого технического решения поясняется на фиг.1, на которой показан продольный разрез пусковой муфты с клапаном, на фиг. 2 - продольный разрез клапана, на фиг. 3 - вид на клапан со стороны внутренней полости пусковой муфты.

Пусковая муфта с клапаном (см. фиг.1) выполнена в виде осесимметричного полого тела вращения 1 с резьбой 2 на концах, например конической внешней и конической внутренней резьбой, как показано на фиг.1, посредством которой муфта жестко соединяет верхнюю и нижнюю относительно муфты части колонны насосно-компрессорных труб (на фиг.1 насосно-компрессорные трубы не показаны). В боковой стенке муфты установлен, по меньшей мере, один клапан 3, содержащий (см. фиг.2) корпус 4, упор 5, которые выполняются из металла и седло 6 с центральным отверстием 7. Седло 6 выполняется из эластомерного материала, например резины с заданными свойствами, и устанавливается в выемке корпуса 4. Часть 16 отверстия 7 седла 6, примыкающая к упору 5, выполнена с меньшим диаметром, чем диаметр шара 8. Как вариант исполнения отверстие 7 седла 6 может быть выполнено сужающимся в направлении к упору 5, например, конической формы, как показано на фиг.2. Отверстие 7 может иметь и цилиндрическую форму, при этом диаметр отверстия 7 соответствует диаметру шара 8, а часть 16 отверстия 7, примыкающая к упору 5, имеет меньший диаметр, чем диаметр шара (на фиг.2 такая конфигурация отверстия 7 не показана). Кроме этого клапан 3 содержит запорный элемент, выполненный в виде жесткого шара 8, например стального, выполненного с возможностью его перемещения внутри канала 9 цилиндрической формы, диаметр которого соответствует диаметру шара 8 и диаметру центрального отверстия 7 седла 6 в месте его прилегания к корпусу 4. Канал 9 сообщает внутреннюю полость 10 муфты 1 с затрубным пространством 11. Части 12 цилиндрического канала 9, обращенные к затрубному пространству 11 и к внутренней полости 10, выполнены с меньшими диаметрами, чем диаметр шара 8. Часть 12 цилиндрического канала 9, обращенная к внутренней полости 10, сообщается с ней посредством дополнительных каналов 13, выполненных по периферии цилиндрического канала 9. На фиг.3 для одного из вариантов исполнения показаны три дополнительных канала 13. Корпус 4 клапана и упор 5 могут быть установлены в боковой стенке муфты 1 посредством резьбового соединения 14. Для вворачивания корпуса 4 и упора 5 используются глухие отверстия 15 для специального ключа. Пусковая муфта 1 с клапаном 3, установленная в колонне насосно-компрессорных труб, опускается в ствол скважины (не показан) на необходимую глубину.

Работа заявляемого технического решения происходит следующим образом. Колонна насосно-компрессорных труб с установленной в ней пусковой муфтой 1 с клапаном 3 находится в стволе скважины на необходимой глубине, при этом шар 8 в исходном состоянии находится справа от седла 6 (см. фиг.2). Жидкая среда или газ, находящиеся в затрубном пространстве 11, при условии, что давление в затрубном пространстве 11 больше давления во внутренней полости 10 муфты 1, по цилиндрическому каналу 9 и дополнительным каналам 13, расположенным по периферии канала 9, перетекает во внутреннюю полость 10 муфты 1. Шар 8 упирается при этом в уступ части 12 канала 9, обращенной к внутренней полости 10, выполненной с меньшим диаметром, чем диаметр шара 8. При необходимости перекрытия поступления жидкой среды или газа во внутреннюю полость 10 из затрубного пространства 11 во внутренней полости колонны насосно-компрессорных труб, а соответственно, и в полости 10 пусковой муфты 1, посредством насоса, расположенного в устье скважины, создают давление, превышающее давление в затрубном пространстве 11. При этом шар 8 увлекается газожидкостным потоком, распространяющимся по дополнительным каналам 13 и перемещается по цилиндрическому каналу 9 в сторону центрального отверстия 7 седла 6. Благодаря эластичности материала седла 6 шар 8 при заданной величине перепада давления между внутренней полостью 10 и затрубным пространством 11 проходит через сужающуюся часть центрального отверстия 7 и оказывается снаружи седла 6, занимая при этом положение слева от него (шар 8 в этом положении показан пунктиром на фиг. 2), закрывая при этом вход в часть 16 отверстия 7, имеющую меньший диаметр, чем диаметр шара 8. От перемещения влево шар 8 удерживается уступом части 12 канала 9, обращенной к затрубному пространству 11, выполненной с диаметром меньшим, чем диаметр шара 8. В результате канал 9 перекрывается шаром 8, и доступ жидкости или газа во внутреннюю полость 10 прекращается. После снятия давления внутри колонны насосно-компрессорных труб шар 8 прижимается силой давления в затрубном пространстве 11 к эластичному седлу 6, обеспечивая тем самым герметичность клапана. Возможное попадание механических частиц (песка, глины) на поверхность седла 6 не нарушает герметичности клапана, поскольку за счет эластичного материала седла 6 и прижатия шара 8 к отверстию 7 в зоне его минимального сечения силой давления в затрубном пространстве 11 частицы песка вдавливаются в материал седла, сохраняя герметичность клапана. Аналогично работа клапана происходит и при цилиндрической форме центрального отверстия 7 с зауженной частью 16. Открытие клапана может быть произведено механическим способом путем перемещения шара 8 в крайнее правое положение после подъема колонны насосно-компрессорных труб из скважины на поверхность.

Учитывая новизну, изобретательский уровень и промышленную применимость заявляемого технического решения, заявитель считает, что оно может быть защищено патентом на изобретение.

1. Пусковая муфта с клапаном, размещенная в колонне насосно-компрессорных труб и жестко соединяющая верхнюю и нижнюю относительно пусковой муфты части колонны, выполненная в виде осесимметричного полого тела вращения с резьбой на концах, в боковой стенке которой установлен, по меньшей мере, один клапан, содержащий корпус, упор, седло с центральным отверстием, установленное в выемке корпуса, и запорный элемент, выполненный в виде жесткого шара с возможностью его перемещения внутри канала цилиндрической формы, диаметр которого соответствует диаметру шара и диаметру центрального отверстия седла в месте его прилегания к корпусу, сообщающего внутреннюю полость муфты с затрубным пространством, отличающаяся тем, что части цилиндрического канала, обращенные к затрубному пространству и к внутренней полости пусковой муфты, выполнены с меньшими диаметрами, чем диаметр шара, часть цилиндрического канала, обращенная к внутренней полости пусковой муфты, сообщается с ней посредством дополнительных каналов, выполненных по периферии цилиндрического канала, часть центрального отверстия седла клапана, примыкающая к упору, выполнена с меньшим диаметром, чем диаметр шара, а седло клапана выполнено из эластомерного материала.

2. Пусковая муфта с клапаном по п.1, отличающаяся тем, что корпус клапана и упор установлены в боковой стенке пусковой муфты посредством резьбового соединения.

3. Пусковая муфта с клапаном по п.1, отличающаяся тем, что центральное отверстие седла клапана выполнено сужающимся в направлении к упору.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена в скважинной клапанной системе. Клапан включает корпус, модуль перекрытия канала, механический рычажный механизм, модуль привода и блок управления.

Изобретение относится к скважинному оборудованию и может быть применено для перепуска жидкости из нижележащего пласта в вышележащий пласт. Устройство включает полый корпус с выпускным каналом и выступом снизу, гильзу, соосно размещенную внутри полого корпуса с возможностью осевого перемещения, сменную насадку и клапан, пропускающий жидкость изнутри наружу.

Группа изобретений относится к устройствам для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких эксплуатационных объектов одной скважиной. Установка включает пакер, гидравлические каналы, количество которых соответствует числу эксплуатационных объектов.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена совместно со скважинным инструментом. Клапан 200 присоединен к секции 11 трубы 160, расположенной в скважине 120.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для добычи пластового флюида электроприводным насосом. Двухпакерная насосная установка включает колонну труб меньшего диаметра, размещенную концентрично или эксцентрично в колонне труб большего диаметра.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для кислотного гидроразрыва пласта в открытых стволах скважин. Устройство содержит корпус с радиальными каналами, в которых закреплены втулки с коническими соплами, установленными с возможностью радиального перемещения и подпружиненными в радиальном направлении, втулку с конической наружной поверхностью, размещенной в полости корпуса и оснащенной центральным отверстием с седлом под бросовый клапан, выполненный в виде шарика.

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 области обработки нефтяных и газовых скважин для повышения добычи и коэффициента извлечения углеводородов из подземных пластов. Более конкретно, настоящее изобретение направлено на создание системы и вариантов способа удаления текучих сред из нефтяных и/или газовых скважин.

Изобретение относится к области добычи углеводородов и может быть применено при закачке рабочего агента или добычи пластового флюида. Гидравлический регулятор состоит из корпуса, по меньшей мере, одного перепускного и, по меньшей мере, одного впускного отверстий, внутри корпуса расположены устройство с камерой переменного или заданного объема, регулирующий элемент, соединенный с устройством с камерой переменного или заданного объема, полого элемента, выполненного с корпусом монолитно или раздельно, разделительного элемента, расположенного в корпусе и выполненного с возможностью герметичного разделения перепускного или перепускных отверстий от впускного или впускных отверстий, с образованием в корпусе внутренней камеры или внутренней и перепускной камер.

Устройство для замены жидкости и испытания на герметичность в трубопроводе с недоступной конечной точкой, установленное в недоступном конце трубопровода со стороны, находящейся под давлением, представляющее собой двухкомпонентный циркуляционный клапан, содержащий первый клапанный узел (4), содержащий уплотнительный элемент (1), который может закрывать и открывать клапан в зависимости от динамического давления протекающей через него текучей среды, и второй клапанный узел (6) для долговременного перекрытия текучей среды по окончании испытаний на герметичность.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва пласта. Способ включает спуск в скважину колонны НКТ с пакером, посадку пакера над кровлей пласта, подлежащего гидроразрыву, закачку жидкости разрыва в пласт по колонне НКТ через скважину до создания трещины в пласте, крепление созданной трещины закачкой проппанта, закрытие скважины и ожидание спада давления, стравливание остаточного устьевого давления до атмосферного, разгерметизацию устья скважины, срыв пакера и подъем колонны НКТ из скважины. На устье скважины колонну НКТ оснащают снизу вверх забойным пульсатором, сбивным клапаном и пакером. Спускают колонну НКТ в скважину так, чтобы забойный пульсатор размещался посередине пласта, подлежащего гидроразрыву, а пакер - над кровлей этого пласта. Герметизируют затрубное пространство скважины посадкой пакера, определяют общий объем гелированной жидкости, делят общий объем гелированной жидкости на три равные части, из которых 1/3 часть - гелированная жидкость на водной основе для образования и развития трещины разрыва в пласте, 1/3 часть - гелированная жидкость на водной основе - жидкость-носитель проппанта, 1/3 часть - гелированная жидкость на основе товарной нефти - жидкость-носитель гранулированной извести. Начинают процесс гидроразрыва пласта закачкой по колонне НКТ через забойный пульсатор в пульсирующем режиме 1/3 части гелированной жидкости на водной основе для образования и развития трещины разрыва в пласте, после чего для крепления созданной трещины разрыва в пласте в пульсирующем режиме производят чередующуюся закачку гранулированной извести с жидкостью-носителем - гелированной жидкостью на основе товарной нефти и проппанта с жидкостью-носителем - гелированной жидкостью на водной основе по 15 равных порций каждой. Причем каждая из 15 равных порций гелированной жидкости на основе товарной нефти содержит гранулированную известь из расчета 800 кг/м3, а при закачке 15 равных порций гелированной жидкости на водной основе жидкости-носителя проппанта увеличивают концентрацию и фракцию проппанта и закачивают: с 1 по 5 порцию проппант с концентрацией 600 кг/м3 фракции 20/40 меш, с 6 по 10 порцию закачивают проппант с концентрацией 800 кг/м3 фракции 20/40 меш, с 11 по 14 порцию - проппант с концентрацией 1000 кг/м3 фракции 20/40 меш, последнюю 15 порцию - проппант с концентрацией 1000 кг/м3 фракции 16/20 меш. Затем производят закачку в пульсирующем режиме кислотного раствора, в качестве которого применяют 24%-ный водный раствор соляной кислоты в объеме закачанной в пласт жидкости-носителя - гелированной жидкости на основе товарной нефти для разложения образовавшейся гашеной извести и разрушения остатков геля. Далее скважину закрывают на ожидание спада давления и реагирование кислоты, после чего стравливают остаточное устьевое давление до атмосферного, разгерметизируют устье скважины и осваивают скважину свабированием по колонне НКТ до притока нефти из пласта, после чего производят срыв пакера и подъем колонны НКТ из скважины. Технический результат заключается в повышении эффективности гидравлического разрыва пласта. 1 ил., 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и имеет возможности извлечения из колонны насосно-компрессорных труб для осуществления ремонта или проведения профилактических работ с последующей установкой. Компоновка колонны насосно-компрессорных труб содержит установочный корпус, соединенный резьбовым соединением с колонной труб. Корпус выполнен с проточкой для размещения замка фиксирующего устройства и проточкой для нагнетательной камеры с отверстием для сообщения с гидравлической линией управления. Проточка расположена между верхней и нижней системами уплотнителей. Система выполнена с верхними и нижними внутренними уплотнениями, которые сопряжены с запорным органом. Система выполнена с верхними и нижними наружными уплотнениями, которые сопряжены с внутренней поверхностью корпуса. Запорный орган выполнен ступенчатым, верхняя ступень которого размещена в нижней системе уплотнителей, а нижняя ступень имеет возможность взаимодействия с седлом. Верхняя ступень расположена между верхним и нижним внутренними уплотнениями и образует совместно с нижней системой уплотнений полость, соединенную с камерой посредством отверстия. Технический результат заключается в повышении функции управления запорным органом, снижении трудозатрат при техническом обслуживании, проведении ремонтных и профилактических работ. 1 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для промывки скважины. Устройство состоит из ствола, корпуса, кольцевой камеры, клапана, а также кольцевого поршня, толкателя. Кольцевая камера гидравлически связана радиальными отверстиями, выполненным в стволе с его осевым каналом, и отверстиями, выполненными в корпусе над клапаном с межтрубным пространством скважины. Клапан жестко соединен сверху с кольцевым поршнем с возможностью герметичного отсечения снаружи радиальных отверстий в стволе. Манжета выполнена самоуплотняющейся, а выше нее на гидроцилиндре установлен центратор с продольными каналами снаружи. Выше центратора между гидроцилиндром и толкателем установлен пакер, выполненный сборным из чередующихся резиновых и металлических колец. Резиновые кольца пакера имеют возможность осевого сжатия и радиального расширения наружу. Технический результат заключается в повышении надежности устройства. 2 ил.

Изобретение относится к выборочно приводимым в действие барьерам для трубной колонны на подземной площадке. Технический результат заключается в предотвращении деформации отверстия гнезда шара, тем самым не допуская зависания шара. Выборочно приводимый в действие барьер для трубной колонны на подземной площадке содержит множество установленных по периметру сегментов, опирающихся на кожух и выполненных с возможностью перемещения из первого положения, где сегменты проходят в трубную колонну, во второе положение, где сегменты втягиваются для увеличения канала, образованного сегментами в кожухе в первом положении. Сегменты разнесены друг от друга снаружи канала во втором положении. Имеются сужающийся элемент, установленный в кожухе смежно с сегментами и имеющий отверстие сужения больше канала, когда сегменты находятся в первом положении; и предмет для спуска на сегмент, блокирующий канал, когда сегмент находится в первом положении, и проходящий через канал, когда сегмент втягивается во второе положение. 17 з.п. ф-лы, 6 ил.

Группа изобретений относится к устройствам для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких эксплуатационных объектов одной скважиной. Установка включает колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) 6, насосную установку 12 с хвостовиком 13, размещенную на указанной колонне, пакер 8 для разобщения залежей 1 и 2 друг от друга, гидравлические каналы, количество которых соответствует числу залежей, и каждая из которых соединена с соответствующим гидравлическим каналом, а все гидравлические каналы соединены с общим суммарным гидравлическим каналом, представляющим собой полость 11 колонны НКТ выше насосной установки 12, клапан-отсекатель 14, размещенный ниже насосной установки 12 и выполненный с возможностью открытия/перекрытия гидравлического канала нижней залежи к насосной установке. При этом установка содержит по первому варианту один пакер 8, размещенный между двумя залежами 1 и 2, нижний конец колонны НКТ размещен ниже пакера или в его гидравлическом канале, а насосная установка 12 размещена на указанной колонне НКТ выше пакера 8, но ниже верхней залежи 2. Причем между насосной установкой 12 и клапаном-отсекателем 14 установлен проходной обратный клапан 16, герметично сочлененный с одной стороны с хвостовиком 13, а с другой стороны - с клапаном-отсекателем 14 непосредственно или через, по меньшей мере, одну насосно-компрессорную трубу. При этом клапан 16 содержит корпус и снабжен двумя гидравлическими каналами 17 и 19, соединенными с насосной установкой, первый из которых также соединен с гидравлическим каналом клапана-отсекателя для нижней залежи 1, и второй, имеющий боковой выход в затрубье 3 и включающий седло и запорный элемент с пружиной возврата, предназначен для поступления в него из затрубья 3 пластовой жидкости из верхней залежи 2. Клапан-отсекатель 14 выполнен с возможностью открытия/перекрытия гидравлического канала нижней залежи к первому гидравлическому каналу проходного обратного клапана путем воздействия созданием перепада давления управляющим гидравлическим сигналом с устья скважины. По второму варианту количество пакеров 8 и 24 на один меньше числа залежей 1, 2, 3 и все установлены ниже верхней залежи 2 с разделением нижних залежей 1 и 23 друг от друга. Нижний конец колонны НКТ размещен ниже нижнего пакера 8, а насосная установка 12 размещена на указанной колонне НКТ выше верхнего пакера 24, но ниже верхней залежи 2. Причем между насосом 12 и клапаном-отсекателем 14 установлен проходной обратный клапан 16, герметично сочлененный с одной стороны с хвостовиком 13, а с другой стороны - с клапаном-отсекателем 14. При этом проходной обратный клапан 16 и клапан-отсекатель 14 такой же конструкции, как и по первому варианту. Технический результат заключается в исключении влияния жидкости из нижней залежи на технологические параметры работы верхней залежи при одновременном обеспечении надежной работы установки при наличии забойного давления верхней залежи выше, чем нижней залежи (приведенного к одному уровню). 2 н. и 20 з.п. ф-лы, 4 ил.

Группа изобретений относится к технике нагнетания газа и жидкости в продуктивный пласт насосом для поддержания пластового давления. Способ нагнетания газа и жидкости в скважину насосом, снабженным всасывающим и нагнетательным клапанами, заключается во вводе газожидкостной смеси с заданным избыточным давлением от постороннего источника. В качестве насоса используют скважинный электроцентробежный насос, установленный в подземной емкости, выполненной в виде шурфа. Газожидкостную смесь вводят поочередно в пространство между обсадной и насосно-компрессорной трубой и в насосно-компрессорную трубу (НКТ). Включают насос, следят за изменением уровня жидкости в межтрубном пространстве и переключают поток жидкости от насоса поочередно в НКТ и в пространство между обсадной трубой и НКТ. Компримированную газожидкостную смесь подают в нагнетательную скважину. Группа изобретений направлена на повышение эффективности нагнетания газожидкостной смеси насосом в продуктивный пласт и упрощение используемого для этого устройства. 2 н.п. ф-лы, 1 ил.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для высокоскоростного приведения в действие гидроприводом. Описаны устройство и способ высокоскоростного приведения в действие гидроприводом. Способ включает в себя регулировку положения исполнительного механизма при помощи регулятора гидравлического давления и трубопровода измерения давления, который обеспечивает приведение в статическое положение регулятора гидравлического давления за счет давления на входном отверстии для противодавления. Регулировка положения исполнительного механизма включает в себя увеличение давления на регулятор гидравлического давления для открытия исполнительного механизма при помощи первого электромагнита или уменьшение давления на регулятор гидравлического давления для закрытия исполнительного механизма при помощи второго электромагнита. Технический результат заключается в повышении надежности приведения в действие гидроприводом. 3 н. и 10 з.п. ф-лы, 5 ил.
Наверх