Способ депарафинизации скважины


 


Владельцы патента RU 2553129:

Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтедобыче и может найти применение при очистке внутрискважинного оборудования от асфальтосмолопарафиновых отложений. Способ включает закачку в затрубное пространство скважины эмульгатора из расчета 60-80 г на 1 м3 добываемой воды, выпуск газа из затрубного пространства в атмосферу. После образования в затрубном пространстве мелкодисперсной водонефтяной эмульсии осуществляют ее продавку в колонну насосно-компрессорных труб теплоносителем до полного удаления асфальтосмолопарафиновых отложений. Повышается эффективность очистки скважины. 3 пр.

 

Изобретение относится к нефтедобыче и может найти применение при очистке внутрискважинного оборудования от асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО).

Известен способ удаления асфальтосмолопарафиновых, сульфидсодержащих отложений и осадков сложного состава в колоннах насосно-компрессорных труб добывающих скважин. По способу определяют на поверхности колонны насосно-компрессорных труб зону образования асфальтосмолопарафиновых и солевых отложений. Осуществляют циклическую закачку рабочего агента в скважину. Контролируют степень очистки колонны насосно-компрессорных труб. На колонне насосно-компрессорных труб в начале зоны образования асфальтосмолопарафиновых и сульфидсодержащих отложений устанавливают универсальную муфту с промывным клапаном. В качестве него используют приемный клапан штангового насоса НВ-32. Рабочий агент предварительно нагревают и закачивают по замкнутому циклу: устье скважины - межтрубное пространство - промывной клапан - универсальная муфта - колонна насосно-компрессорных труб - устье скважины. На устье скважины рабочий агент перед закачкой в межтрубное пространство дополнительно нагревают. В качестве рабочего агента используют теплоноситель - нефть или технологический раствор. Степень очистки колонны насосно-компрессорных труб от асфальтосмолопарафиновых и сульфидсодержащих отложений и удаления их из скважины контролируют по снижению величины тока электродвигателя насоса или спуском в колонну насосно-компрессорных труб шаблона (Патент РФ №2266392, опубл. 20.12.2005).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ удаления АСПО из насосно-компрессорных труб нефтяных скважин, согласно которому в затрубном пространстве скважины выравнивают давление до атмосферного и закачивают в него теплоноситель. Перед закачкой теплоносителя затрубное пространство вакуумируют до момента падения давления на устье. Одновременно с откачкой нефти глубинным насосом в промежуточную емкость и вакуумированием закачивают теплоноситель. При снижении вязкости, повышении температуры и повышении остаточного давления в промежуточной емкости делают вывод о выносе АСПО. В процессе закачки теплоносителя контролируют давление на устье и, если оно повышается больше 4 МПа, закачку теплоносителя прекращают, и повторяют весь цикл операций, включая вакуумирование (Патент РФ №2067160, опубл. 27.09.1996 - прототип).

Общим недостатком известных способов является малая эффективность удаления АСПО из скважины.

В процессе закачки температура теплоносителя по глубине скважины снижается по экспоненциальному закону. В зависимости от темпа закачки с устьевой температурой 70-80°C теплоноситель уже на глубине 450-500 м имеет температуру, равную естественному температурному фону скважины, что обусловлено большими потерями тепла в стволе скважины за счет контакта с окружающими породами. Для сохранения температуры теплоносителя требуется большой объем закачки теплоносителя для создания повышенного теплового фона вокруг скважины. При этом происходит существенное возрастание продолжительности процесса промывки скважины от АСПО горячей нефтью, что обуславливает увеличение трудовых и энергетических затрат.

В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности очистки скважины от АСПО теплоносителем.

Задача решается тем, что в способе депарафинизации скважины, включающем закачку теплоносителя в виде горячей нефти или подогретого углеводородного растворителя в затрубное пространство и промывку колонны насосно-компрессорных труб циркуляцией теплоносителя в скважине, согласно изобретению, перед нагнетанием горячей нефти или подогретого углеводородного растворителя в затрубное пространство скважины закачивают эмульгатор из расчета 60-80 г на 1 м3 добываемой воды, выпускают газ из затрубного пространства в атмосферу, после образования в затрубном пространстве мелкодисперсной водонефтяной эмульсии осуществляют ее продавку в колонну насосно-компрессорных труб теплоносителем до полного удаления АСПО.

Сущность изобретения

С целью очистки скважины от АСПО заранее перед закачкой теплоносителя в скважину в затрубное пространство закачивают эмульгатор из расчета 60-80 г на 1 м3 добываемой воды и закрывают задвижку на затрубной линии. При этом в скважине повышается давление, в скважинной жидкости увеличивается количество растворенного газа. Перед закачкой теплоносителя давление в затрубном пространстве резко снижают выпуском газа в атмосферу. При наличии эмульгатора за счет интенсивного барботажа газа в водонефтяной смеси образуется устойчивая эмульсия. Необходимое количество пластовой воды для образования эмульсии всегда присутствует в затрубном пространстве ниже приема насоса или ниже башмака лифта фонтанных или газлифтных скважин с обводненностью боле 50%. При выпуске газа из затрубного пространства граница водонефтяного раздела нарушается и происходит интенсивное перемешивание жидкостей с образованием эмульсии. Образовавшаяся водонефтяная эмульсия имеет высокую вязкость порядка 350-500 сСт. В затрубное пространство закачивают теплоноситель и продавливают эмульсию в колонну насосно-компрессорных труб. При этом за счет неньютоновского (реологического) свойства высоковязкой эмульсии, обуславливающей высокими значениями сдвигающих напряжений восходящего потока на границе стенки трубы, происходит сдирание и срыв сформировавшейся еще не твердой структуры АСПО с поверхности труб и штанг в нижнем интервале скважины. Поток эмульсии с частицами АСПО при достижении верхнего интервала скважины с зоной повышенной температуры, создаваемой теплоносителем, разлагается, а АСПО растворяются в нефти, которая имеет температуру, близкую к температуре расплавления парафина. При этом очистка верхней части колонны насосно-компрессорных труб происходит за счет теплового эффекта, а нижней - гидромеханического эффекта, т.е. за счет реологических свойств эмульсии. Обратную промывку скважины теплоносителем продолжают до выхода закаченного теплоносителя на устье скважины. В качестве теплоносителя используют нагретую нефть или углеводородные растворители. В качестве эмульгатора возможно использовать, например, Синол-Эмком ТУ 2484-004-52412547-01, Ялан Э-1 ТУ 2458-012-22657427, Атрэн ТУ 2413-009-7096713-2010 и другие.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. Выполняют очистку нефтедобывающей скважины от АСПО.

Посредством скважины добывают нефть с динамической вязкостью 18,5 мПа·с, количеством парафина 5%, обводненностью 50%, газовым фактором 51 м3/т, температурой 27°C, Дебит скважины составляет 15 м3/сут.

Скважина оснащена эксплуатационной колонной диаметром 168 мм, колонной насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм с штанговым глубинным насосом на глубине 1300 м. Привод насоса выполнен от станка-качалки на устье скважины и колонны штанг диаметром 19-22 мм. Штанги снабжены скребками для удаления со стенок труб АСПО. Интервал перфорации продуктивного пласта находится на глубине 1660-1672 м.

В колонне насосно-компрессорных труб в интервале глубин 0-1200 м происходит отложение АСПО. Наличие скребков не спасает положение из-за диаметрального их износа со временем, и утолщение АСПО, не охваченных в зоне скребками, приводит к зависанию штанговой подвески насосной установки.

Останавливают скважину. Для удаления АСПО в скважину в затрубное пространство, т.е. пространство между эксплуатационной колонной и колонной насосно-компрессорных труб, закачивают раствор 0,510 кг эмульгатора Синол-Эмком в 1 м3 воды, т.е. из расчета 60 г на 1 м3 добываемой воды с учетом добавленной закачиваемой 1 м3 воды из раствора эмульгатора. Затем закрывают затрубную задвижку для прекращения стравливания газа из обратного клапана в линии и накопления газа в затрубном пространстве. По манометру следят за давлением в затрубном пространстве. При увеличении давления на 1-2 МПа открывают задвижку и сообщают затрубное пространство с атмосферой. Выпускают газ в атмосферу. В затрубном пространстве образуется водонефтяная эмульсия. При открытой задвижке на колонне насосно-компрессорных труб в затрубное пространство закачивают насосным агрегатом теплоноситель - нефть с температурой 80°C и продавливают в колонну насосно-компрессорных труб. Производят обратную промывку скважины теплоносителем. Вначале теплоноситель содержит большое количество АСПО. Добиваются выхода закаченного теплоносителя на устье скважины, не содержащего АСПО.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. В качестве теплоносителя используют широкую фракцию легких углеводородов. Закачивают раствор эмульгатора Ялан Э-1 в количестве 0,60 кг, растворенным в 1 м3 воды, т.е. из расчета 70 г на 1 м3 добываемой воды с учетом добавленной закачиваемой 1 м3 воды из раствора эмульгатора.

Пример 3. Выполняют, как пример 1. В качестве теплоносителя используют дистиллят. Закачивают раствор эмульгатора Атрэн в количестве 0,680 кг, растворенным в 1 м3 воды, т.е. из расчета 80 г на 1 м3 добываемой воды с учетом добавленной закачиваемой 1 м3 воды раствора эмульгатора.

Применение предложенного способа позволит повысить эффективность очистки скважины от АСПО теплоносителем в результате синергетического эффекта, т.е. теплового воздействия в верхней части колонны насосно-компрессорных труб и гидромеханического воздействия в нижней части колонны насосно-компрессорных труб.

Способ депарафинизации скважины, включающий закачку теплоносителя в виде горячей нефти или подогретого углеводородного растворителя в затрубное пространство и промывку колонны насосно-компрессорных труб циркуляцией теплоносителя в скважине, отличающийся тем, что перед нагнетанием горячей нефти или подогретого углеводородного растворителя в затрубное пространство скважины закачивают эмульгатор из расчета 60-80 г на 1 м3 добываемой воды, выпускают газ из затрубного пространства в атмосферу, после образования в затрубном пространстве мелкодисперсной водонефтяной эмульсии осуществляют ее продавку в колонну насосно-компрессорных труб теплоносителем до полного удаления асфальтосмолопарафиновых отложений.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к устройствам для проведения ремонтных работ в скважинах. Устройство содержит корпус, соединительный патрубок, седло с продольными пазами и дроссельным каналом, толкатель с перфорированной клеткой с седлом и шаровым клапаном внутри, кольцевой поршень с полым штоком, гайку.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к консервации промысловых нефтепроводов на месторождениях, в продукции которых содержится сероводород.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к технологиям ремонта скважин и очистки призабойной зоны пласта. Устройство включает жестко закрепленный на насосно-компрессорной трубе (НКТ) ствол, имеющий вид стакана с отверстиями в его стенке, корпус-участок перфорированной обсадной колонны, причем имеется возможность перемещения вверх-вниз НКТ с закрепленными на ней рабочими элементами устройства вдоль корпуса устройства.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при подземном, капитальном ремонте и освоении скважин с применением колтюбинговых установок.

Группа изобретений относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применена для очистки каналов перфорации и обработки призабойной зоны пласта.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при промывке скважины. При осуществлении способа проводят спуск в скважину до забоя колонны насосно-компрессорных труб с патрубком диаметром больше диаметра колонны насосно-компрессорных труб, имеющим треугольные окна и внутри острые язычки, обращенные вверх под углом 25-30° к вертикали, циркуляцию скважинной жидкости с расходом в пределах от 3,5 до 8 л/с по межтрубному пространству, патрубку и колонне насосно-компрессорных труб через желобную емкость в объеме не менее объема скважины и подъем из скважины колонны насосно-компрессорных труб с патрубком.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для восстановления приемистости нагнетательных скважин. На устье скважины колонну труб снизу оборудуют фильтром с заглушкой, выше фильтра устанавливают механический пакер, над которым размещают сбивной клапан, спускают колонну труб в скважину так, чтобы пакер находился над пластом, а фильтр находился ниже интервала перфорации пласта.

Группа изобретений относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к очистке буровых скважин. Устройство включает приводную головку, прикрепленную к насосно-компрессорной трубе для создания противотока в стволе скважины, сепараторный блок, сепараторный элемент и съемный субблок.

Изобретение может быть использовано в нефтедобывающей промышленности. Состав для предотвращения отложений неорганических солей в нефтепромысловом оборудовании включает, вес.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для предпусковой очистки скважины от тяжелой скважинной жидкости. Устройство содержит электроцентробежный насос на колонне насосно-компрессорных труб, образующей со стволом скважины кольцевое пространство, пусковую муфту, соединяющую насос с колонной труб, в стенке которой выполнен аэратор, полый запорный клапан, канат, управляемый с устья скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли. Устройство включает установленные на колонне насосных труб приемный патрубок в виде пера, клапан обратный тарельчатый, клапан обратный шариковый, фильтр, клапан гидродинамический, муфту дроссельную, клапан гидростатический, клапан сбивной; клапан с принудительным срабатыванием. Клапан гидростатический включает плунжер с перепускными отверстиями и снабжен уплотнительными кольцами, а внутренняя полость его снабжена циркуляционными микроклапанами. Клапан гидродинамический включает корпус, гайку регулировочную, пружину, упор, клапан конусный и патрубок. Корпус нижнего обратного клапана тарельчатого выполнен в виде центратора с максимально допустимыми диаметральными размерами для обсадной колонны конкретной скважины. Повышаются надежность и качество очистки призабойной зоны пласта и забоя скважины с обеспечением работоспособности устройства в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах и регулируемость процесса очистки. 4 ил.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей отрасли, в частности к увеличению притока нефти на добывающих скважинах и приемистости нагнетательных скважин. Способ включает формирование компрессионного перепада давления между призабойной зоной пласта и полостью насосно-компрессорных труб путем закачки флюида, стравливание давления при передвижении флюида из призабойной зоны к дневной поверхности, создание периодических импульсов давления в призабойной зоне пласта, повторение этапов стравливания и создания импульсов давления; контроль за этими этапами. Перепад давления создают путем закачки флюида в скважину при создании заданного давления в первом ресивере в течение подпериода нагнетания, а сброс до заданного давления производят при открытии клапана управления в течение подпериода сброса через первый ресивер. Давление контролируют по устьевому датчику и датчику давления призабойной зоны. При достижении максимальной скорости установившегося потока флюида в затрубном пространстве за подпериод нагнетания приводят в действие погружной отсекатель потока. При достижении максимального давления за подпериод нагнетания в призабойной зоне пласта подключают второй ресивер. Повышается эффективность и стабильность работы скважины. 2 н.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к области эксплуатации буровых скважин и предназначено для восстановления их работоспособности и дебитов, а также может быть использовано для очистки трубопроводов. При осуществлении способа воздействие осуществляют с учетом видов отложений на очищаемой поверхности путем задания соответствующих значений физических параметров воздействующей рабочей среды, геометрии кавитатора и его положения по отношению к очищаемой поверхности: x ¯ , Po и Pc, где x ¯ - относительное расстояние от выхода кавитатора до очищаемой поверхности, Po - динамическое давление на выходе кавитатора, Pc - статическое давление в затопленной полости. Значения параметров x ¯ и Po задают в пределах: x ¯ = 5 − 50 , Po=5-45 МПа. Статическое давление Pc в затопленной полости задают в соответствии с условием P c = 0,075 P o exp ( − 0,4 x ¯ ) с обеспечением пульсации струйного кавитирующего потока с переменной частотой и достижением резонанса слоев отложений. При этом пульсацию струйного кавитирующего потока обеспечивают с использованием генератора качающейся частоты. Возникновение резонанса слоев отложений устанавливают по повышению концентрации загрязнений разрушенных слоев в отводимом потоке, при этом фиксируют частоту пульсации струйного кавитирующего потока, на которой осуществляют дальнейшее воздействие на очищаемую поверхность. Повышается эффективность очистки и восстановления работоспособности скважин и трубопроводов. 8 з.п. ф-лы, 5 ил.

Насос предназначен для промывки скважин. Насос содержит конусообразный корпус, внутри которого параллельно расположены канал подвода активной жидкостной среды и активное сопло, сопряженное через боковой паз с камерой смешения, соединенной с трубопроводом отвода смеси сред, при этом внизу конусообразного корпуса установлена функциональная насадка, выполненная в виде цилиндрического корпуса насадок, горизонтально разделенного на две части, при этом верхняя часть непосредственно примыкает к конусообразному корпусу и через наклонные патрубки разных диаметров соединена с активным соплом и каналом подвода активной жидкостной среды, а нижняя часть, равная основному диаметру конусообразного корпуса, содержит по четыре радиальные насадки, расположенные по периметру, и одну насадку, расположенную по оси функциональной вставки. Технический результат изобретения заключается в повышении эффективности, надежности и долговечности работы устройства. 3 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к оборудованию для нефтяных скважин и нефтепроводов и может быть использовано для профилактики образования асфальто-смоло-парафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах, межтрубном пространстве скважин и промысловых нефтепроводах. Система нагрева нефти содержит монтируемый в зону возможного образования асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО) нагревательный кабель постоянного или переменного тока, в котором присутствуют нагревательные жилы и стальная или синтетическая полимерная броня. Нагревательные жилы подключены через переходной клеммный шкаф к станции управления, которая обеспечивает заданный режим нагрева, контроль параметров и комплекс защит. Станция управления состоит из корпуса, внутри которого установлены клеммный блок для подключения нагревательного кабеля и питания станции управления, силовой блок, блок включения/выключения, блок GSM - связи, блок управления и контроля. Силовой блок обеспечивает питание нагревательного кабеля постоянного либо переменного тока. Блок включения/выключения включает автоматический выключатель и пускатель, обеспечивающие штатное и аварийное включение/отключение питания. Блок GSM - связи обеспечивает дистанционный контроль и управление системой нагрева нефти. Блок управления и контроля включает в себя цифровой логический контроллер и модуль управления универсальным силовым блоком, обеспечивающие управление заданным режимом нагрева кабеля, уровнем защиты от короткого замыкания, утечки тока, превышения заданного порога силы тока и напряжения, превышения средней установленной температуры кабеля и нагреваемой среды, панель управления, обеспечивающую ввод и корректировку текущих параметров и визуальный контроль работы системы. Техническим результатом является повышение эффективности профилактики АСПО. 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к устройству, используемому при свабировании в насосно-компрессорной трубе, в частности в насосно-компрессорной трубе диаметром 2 дюйма. Устройство включает металлический стержень, представляющий собой насосную штангу, головку, при помощи резьбового соединения прикрепленную к нижней части металлического стержня, манжету, установленную на металлическом стержне с возможностью перемещения вдоль его оси, шплинт, установленный в металлическом стержне и головке так, чтобы предотвращать отвинчивание головки, стопор. Стопор выполнен с возможностью закрепления в предварительно заданном месте на металлическом стержне так, чтобы обеспечивать движение манжеты в предварительно заданном диапазоне. Стопор представляет собой кольцо с трапецеидальным сечением, при этом диаметр кольца в ближней к головке части соответствует диаметру головки, и в стопоре выполнен по меньшей мере один канал для текучей среды. Повышается надежность и удобство эксплуатации свабовой мандрели. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли, в частности к скважинным струйным установкам, и предназначено для очистки забоя от песчаных пробок. Устройство содержит установленные на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) эжекторный насос, включающий корпус, в котором установлены соосно внутренней колонне НКТ сопло и камера смешения с диффузором. В корпусе параллельно камере смешения выполнены осевые каналы для подвода рабочего потока и сообщенные с ними радиально расположенные поперечные боковые каналы для подвода эжектируемого потока. Со стороны верхнего конца осевые каналы сообщены с кольцевым пространством между внешней НКТ и внутренней НКТ, а со стороны нижнего конца - с рабочей камерой. В основании корпуса установлены опорная пята, сообщенная с соплом эжекторного насоса посредством подпружиненного толкателя с возможностью движения вверх и вниз под действием истекающей рабочей среды и функциональная вставка, внутри которой под углом 30° расположено не менее четырех генераторов кавитации. Повышается эффективность процесса разрушения песчаной пробки, снижается абразивное воздействие песчаной пульпы, создается более глубокая депрессия на пласт. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности, к гидрокавитационной обработке продуктивных пластов и фильтров скважин. Устройство содержит корпус с входным штуцером и кавитаторы, сопла которых направлены на обрабатываемую поверхность скважин, ротор с крыльчаткой и два шнека. Корпус выполнен из плотно соединенных между собой верхней и нижней частей с образованием внутренней полости, входной штуцер расположен по центральной оси в верхней части корпуса, внутри которого на входе во внутреннюю полость закреплен первый шнек с обеспечением завихрения рабочей жидкости. Внутри ротора по центральной оси установлен второй шнек с обеспечением вращения ротора. Встречные концы шнеков выполнены конусообразными. В роторе выполнены боковые каналы. Кавитаторы установлены в нижней части корпуса, их оси расположены в одной плоскости с осями боковых каналов ротора с обеспечением гидродинамической пульсации рабочей жидкости. Входной штуцер выполнен с возможностью перемещения по центральной оси с обеспечением регулировки частоты и амплитуды пульсаций истекающих из кавитаторов потоков рабочей жидкости. Повышается эффективность и производительность при обработке продуктивных пластов и фильтров скважин. 1 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для промывки горизонтальных скважин с открытым стволом. Устройство содержит корпус с отводящим и подводящим каналами, выполненными тангенциальными, насадку в отводящем канале, установленный с возможностью свободного вращения в корпусе центрированный ротор с чередующимися пазами и выступами, взаимодействующий с потоком жидкости. В подводящем и отводящем тангенциальных каналах между корпусом и ротором образованы щели за счет смещения подводящего и отводящего каналов. Тангенциальный подводящий канал смещен на большую величину, чем тангенциальный отводящий канал. Площадь сечения щели тангенциального подводящего канала больше площади сечения щели тангенциального отводящего канала. Ротор установлен в корпусе на шариковых опорах с помощью заглушек. Верхняя часть корпуса соединена с колонной промывочных труб. Сверху в корпус установлен шток с проходным каналом. Шток снабжен верхним и нижним рядами радиальных отверстий, разделенных глухой перегородкой, установленной в проходном канале штока, и сообщающихся между собой посредством перепускных продольных каналов, выполненных на внутренней поверхности корпуса. На наружной поверхности корпуса тангенциально размещены лопатки, позволяющие в рабочем положении корпусу вращаться относительно штока. В качестве колонны промывочных труб используют колонну гибких труб. Повышается эффективность работы устройства, снижается вероятность прихвата, снижается длительность спуско-подъемных операций. 4 ил.

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано для очистки и освоения пласта при повышении проницаемости призабойной зоны пласта. Технический результат - повышение эффективности освоения пласта за счет возможности предварительной очистки призабойной зоны пласта при создании глубокой депрессии. Устройство включает спущенную в скважину колонну насосно-компрессорных труб - НКТ, оснащенную снизу фильтром, а выше - пакером, установленным в скважине выше пласта. В колонне НКТ установлено седло. Предусмотрена возможность установки в колонне НКТ сваба. Предусмотрен запорный элемент для сбрасывания в колонну НКТ. Он выполнен в виде шара, жестко соединенного с глухим штоком. Фильтр выполнен в виде верхнего и нижнего рядов отверстий. Внутри фильтра каждое отверстие верхнего и нижнего рядов оснащено сбивным клапаном, выполненным с возможностью разрушения после сброса в колонну НКТ запорного элемента. Верхний и нижний ряды отверстий фильтра выполнены на расстоянии высоты пласта. Снизу к фильтру жестко закреплена шламосборная камера. Над пакером колонна НКТ оснащена рядом каналов, герметично перекрытых изнутри седлом, зафиксированным к колонне НКТ срезными элементами. Под рядом каналов колонны НКТ выполнена внутренняя кольцевая проточка, в которой установлено стопорное разрезное пружинное кольцо. В колонну НКТ с устья скважины с возможностью осевого перемещения вниз установлена пробка, имеющая возможность взаимодействия с седлом, разрушения срезных элементов, фиксирующих седло в колонне НКТ с открытием ряда каналов в колонне НКТ, и совместного с седлом ограниченного осевого перемещения вниз до упора седла в ограничитель, выполненный на нижнем конце колонны НКТ, и фиксации пробки от осевого перемещения вверх после упора седла в ограничитель колонны НКТ. 5 ил.
Наверх