RU2158818C1 - Subsurface safety valve - Google Patents

Abstract

FIELD: oil gas producing industry; applicable in underground repairs and investigations of wells. SUBSTANCE: subsurface safety valve includes body in which piston is engageable with lock. Valve has seat and ball. Pistons is connected with rod. Subsurface safety valve is provided additionally with lock of valve open position located in upper part for engagement with valve ball. Lock is located with clearance relative to ball surface in closed position of valve. Hydraulic channels communicating spaces of wells are separated by packers and regulated by piston motion. EFFECT: higher reliability of well shutoff, provided possibility of well operation with low production rate. 1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при подземном ремонте скважин, исследованиях скважин. The invention relates to the oil and gas industry and can be used in underground well repair, well research.

Известно устройство для перекрытия скважины, содержащее поршни, образующие полость, клапан с седлом, связанный с поршнем шток с затвором и выполненным в нем гидравлическим каналом, сообщающим затрубное пространство под клапаном с полостью между поршнями. (А.с. SU N 1143829, кл. E 21 В 34/06, 1985 ). A device for blocking a well is known, comprising pistons forming a cavity, a valve with a seat, a rod connected to the piston with a shutter and a hydraulic channel formed therein, communicating the annulus below the valve with a cavity between the pistons. (A.S. SU N 1143829, class E 21 B 34/06, 1985).

Недостатком этого устройства является сложность конструкции и низкая эксплуатационная надежность, необходимость выравнивания давления над и под запорным элементом для его открытия, нечеткое позиционирование затвора при плавном изменении перепада давления на затворе приводит к его возвратно-поступательному движению и требует создания дополнительного гидравлического импульса для его закрытия. The disadvantage of this device is the design complexity and low operational reliability, the need to equalize the pressure above and below the locking element to open it, the fuzzy positioning of the shutter when the pressure drop across the shutter changes smoothly leads to its reciprocating movement and requires the creation of an additional hydraulic impulse to close it.

Наиболее близким к предлагаемому устройству является отсекатель скважины, включающий корпус, поршень, взаимодействующий с фиксатором, клапан с седлом и шариком, связанный c поршнем шток, гидравлический канал и пакер. ( Патент RU N 2131016, кл. E 21 В 34/06, 1999 ). Closest to the proposed device is a cutoff well, including a housing, a piston interacting with a retainer, a valve with a seat and a ball, a rod connected to the piston, a hydraulic channel and a packer. (Patent RU N 2131016, CL E 21 B 34/06, 1999).

Недостатком этого устройства является невозможность эксплуатации скважин при малых значениях дебита, определяемого весом поршня в жидкости. The disadvantage of this device is the inability to operate wells at low flow rates, determined by the weight of the piston in the fluid.

Задачей предлагаемого устройства является возможность эксплуатации скважин при любых малых расходах жидкости. The objective of the proposed device is the ability to operate wells at any low flow rates.

Поставленная задача решается тем, что известное устройство, включающее корпус, поршень, взаимодействующий с фиксатором, клапан с седлом и шариком, связанный с поршнем шток, гидравлические каналы и пакер, снабжено дополнительно фиксатором открытого положения клапана, расположенным в верхней части корпуса для взаимодействия с клапаном, причем фиксатор размещен с зазором по отношению к поверхности шарика при закрытом положении клапана, а гидравлические каналы, сообщающие полости скважин, разделенные пакером, регулируются ходом поршня. The problem is solved in that the known device, comprising a housing, a piston interacting with a retainer, a valve with a seat and a ball, a rod connected to the piston, hydraulic channels and a packer, is additionally equipped with an open valve positioner located in the upper part of the housing for interaction with the valve moreover, the latch is placed with a gap with respect to the surface of the ball when the valve is in the closed position, and the hydraulic channels communicating the well cavities separated by the packer are regulated by the piston stroke.

Снабжение дополнительным фиксатором открытого положения клапана создает возможность позиционирования клапана в открытом положении после отхода штока поршня при возвращении его в исходное положение под действием собственного веса и позволяет эксплуатировать скважину при перепадах давления на пакере и соответственно на поршне, меньших перепада, уравновешивающего вес поршня в жидкости, т.е. эксплуатировать скважины с малыми значениями дебита, а также проводить исследования скважин на нестационарном режиме. Providing an additional lock to the valve’s open position makes it possible to position the valve in the open position after the piston rod leaves when it returns to its original position under its own weight and allows the well to be operated with pressure differences on the packer and, accordingly, on the piston, which are less than the difference balancing the weight of the piston in the fluid, those. to operate wells with low flow rates, as well as to conduct well surveys in an unsteady mode.

Гидравлические каналы, сообщающие полости скважин, разделенные пакером и регулируемые ходом поршня, дают возможность устойчивой работы устройства. Hydraulic channels communicating well cavities, separated by a packer and regulated by the piston stroke, enable the device to operate stably.

На чертеже приведен общий вид отсекателя. The drawing shows a General view of the cutter.

Отсекатель включает корпус 1 с размещенным в нем фиксатором 2, поршень 3 с кольцевой канавкой со скосами для взаимодействия с фиксатором 2. Поршень 3 соединен со штоком 4, взаимодействующим с шариком 5 клапана 6. В верхней части корпуса 1 расположен фиксатор 7 открытого положения клапана 6. Ось фиксатора 7 открытого положения клапана 6 расположена от седла 8 клапана 6 на расстоянии, достаточном, чтобы фиксатор 7 не касался поверхности шарика 5 при закрытом положении клапана 6. В корпусе 1 расположен гидравлический канал 9. Пакер 10 соединен с корпусом 1. Внутреннее пространство корпуса 1 делится на две полости А и Б. Полость А расположена под поршнем 3 и гидравлически сообщена с подпакерной зоной скважины. Полость Б расположена под клапаном 6 и сообщена гидравлическим каналом 11 с надпакерной зоной скважины. Гидравлические каналы 9 и 11, сообщающие полости скважин, разделенные пакером, регулируются ходом поршня 3. Для этого, например, на нижней части боковой поверхности корпуса 1 выполнены прорези Y-образной формы 12 , которые совмещены с окнами 13, расположенными на боковой поверхности нижней части поршня 3, в нижнем положении поршня. Причем расстояние от окон 13 до клинообразной части прорезей 12 не должно быть меньше расстояния перемещения шарика 5 штоком 4 при открытом положении клапана 6 до положения выше фиксатора 7, при котором проходное сечение клапана 6 максимальное. The cutter includes a housing 1 with a retainer 2 located therein, a piston 3 with an annular groove with bevels for interacting with a retainer 2. A piston 3 is connected to a stem 4 interacting with a ball 5 of a valve 6. In the upper part of the housing 1 there is a lock 7 of an open position of the valve 6 The axis of the latch 7 of the open position of the valve 6 is located from the seat 8 of the valve 6 at a distance sufficient so that the latch 7 does not touch the surface of the ball 5 when the valve 6 is in the closed position. A hydraulic channel 9 is located in the housing 1. The packer 10 is connected to the housing 1. The internal space of the housing 1 is divided into two cavities A and B. Cavity A is located under the piston 3 and is hydraulically connected to the sub-packer zone of the well. The cavity B is located under the valve 6 and is connected by a hydraulic channel 11 with the above-packer zone of the well. Hydraulic channels 9 and 11, communicating well cavities, separated by a packer, are regulated by the piston 3. For this, for example, on the lower part of the side surface of the housing 1, Y-shaped slots 12 are made, which are aligned with the windows 13 located on the side surface of the lower part piston 3, in the lower position of the piston. Moreover, the distance from the windows 13 to the wedge-shaped part of the slots 12 should not be less than the distance of movement of the ball 5 by the rod 4 with the valve 6 open, to a position above the latch 7, at which the passage section of the valve 6 is maximum.

Отсекатель работает следующим образом. The cutter operates as follows.

Отсекатель с пакером 10 устанавливается в скважине над интервалом перфорации. Подпакерная зона скважины гидравлически соединена с продуктивным пластом, а надпакерная - с устьем скважины. После спуска и установки отсекателя в скважине клапан 6 закрыт и надпакерная зона скважины герметизирована от подпакерной зоны. При отборе жидкости из скважины давление в надпакерной зоне уменьшается, в то время как в подпакерной - сохраняется пластовое давление. Вследствие этого на поршне 3 увеличивается перепад давления и на него начинает действовать осевая сила, направленная от полости А к полости Б. Эта сила до определенной величины компенсируется фиксатором 2, размещенным в корпусе 1, и весом поршня 3 в жидкости. При достижении осевой силы заданной величины, устанавливаемой усилием пружины фиксатора 2, поршень 3 освобождается от фиксатора 2, перемещаясь в направлении действия осевой силы, и штоком 4 открывает клапан 6, перемещая шарик 5 от седла 8 клапана 6 выше фиксатора 7 открытого положения клапана. Жидкость из подпакерной зоны, имеющей относительно высокое давление, через гидравлический канал 9 в корпусе и гидравлический канал 11 устремляется в надпакерную зону. При уменьшении дебита скважины перепад давления на поршне 3 уменьшается. Поршень 3 возвращается в исходное положение, а шарик 5 клапана 6 поддерживается фиксатором 7 открытого положения клапана 6, давая возможность эксплуатировать скважину при малых расходах жидкости. В рассматриваемом случае прорези Y-образной формы 12 на корпусе 1 и окна 13 на поршне 3 дают возможность плавного открытия клапана 6, мягкой поддержки шарика 5 штоком 4 при полном открытии клапана. Проходное сечение вертикальной части Y-образной формы прорезей 12 на 1...2 порядка меньше проходного сечения клинообразной части прорезей 12 и определяется условием равенства перепада давления в вертикальной части прорези Y-образной формы и в клапане 6 при положении шарика 5 на фиксаторе 7. При прекращении эксплуатации скважины происходит восстановление пластового давления и при закрытой устьевой задвижке устьевое давление становится выше атмосферного. В этом положении устройство позволяет проводить исследования: измерять пластовое давление, определять водонефтяной контакт в стволе скважины, снимать кривую восстановления пластового давления. Перед подземным ремонтом снижают устьевое давление на 7. . .10 атм. Репрессия давления с устья скважины со скоростью звука в жидкости передается на область Б устройства. Под действием возникшего перепада давления между областью Б и подпакерной зоной жидкость из подпакерной зоны через клапан 6 перетекает в надпакерную зону. При обтекании шарика 5 жидкостью возникает сила, действующая на шарик 5, направленная к области Б и пропорциональная произведению миделевого сечения шарика на разницу квадратов скоростей жидкости перед шариком и у миделевого сечения. Под действием этой силы шарик 5, преодолевая усилие фиксатора 7 открытого положения клапана 6, садится на седло 8 и герметизирует ствол скважины от пласта. The cutter with the packer 10 is installed in the well above the perforation interval. The subpacker zone of the well is hydraulically connected to the reservoir, and the subpacker zone is connected to the wellhead. After the descent and installation of the cutter in the well, the valve 6 is closed and the over-packer zone of the well is sealed from the under-packer zone. When fluid is taken from a well, the pressure in the overpacker zone decreases, while in the subpacker zone, reservoir pressure is maintained. As a result of this, the pressure drop increases on the piston 3 and an axial force begins to act on it, directed from the cavity A to the cavity B. This force is compensated to a certain value by a retainer 2 located in the housing 1 and the weight of the piston 3 in the liquid. When the axial force reaches a predetermined value set by the force of the spring of the retainer 2, the piston 3 is released from the retainer 2, moving in the direction of the axial force, and opens the valve 6 by the rod 4, moving the ball 5 from the seat 8 of the valve 6 above the retainer 7 of the open position of the valve. Fluid from a sub-packer zone having a relatively high pressure flows through the hydraulic channel 9 in the housing and the hydraulic channel 11 into the over-packer zone. With a decrease in well production, the pressure drop across the piston 3 decreases. The piston 3 returns to its original position, and the ball 5 of the valve 6 is supported by the latch 7 of the open position of the valve 6, making it possible to operate the well at low flow rates. In this case, the slots of the Y-shape 12 on the housing 1 and the window 13 on the piston 3 make it possible to smoothly open the valve 6, soft support the ball 5 with the stem 4 with the valve fully open. The through section of the vertical part of the Y-shaped slots 12 is 1 ... 2 orders of magnitude smaller than the through section of the wedge-shaped part of the slots 12 and is determined by the condition that the differential pressure in the vertical part of the Y-shaped slot and in valve 6 is equal when the ball 5 is on the retainer 7. When the well is shut down, formation pressure is restored and when the wellhead valve is closed, the wellhead pressure becomes higher than atmospheric pressure. In this position, the device allows you to conduct research: to measure reservoir pressure, to determine the water-oil contact in the wellbore, to take a curve of the restoration of reservoir pressure. Before underground repairs, wellhead pressure is reduced by 7.. .10 atm. Repression of pressure from the wellhead with the speed of sound in the liquid is transmitted to region B of the device. Under the action of the resulting pressure drop between region B and the under-packer zone, liquid from the under-packer zone flows through valve 6 to the over-packer zone. When a fluid flows around the ball 5, the force acting on the ball 5 is directed to region B and is proportional to the product of the mid-section of the ball and the difference between the squared liquid velocities in front of the ball and the mid-section. Under the action of this force, the ball 5, overcoming the force of the clamp 7 of the open position of the valve 6, sits on the saddle 8 and seals the wellbore from the formation.

Отсекатель прост по конструкции, применение его повышает надежность перекрытия скважины, увеличивает межремонтный период работы скважины. Позволяет эксплуатировать скважину при малых дебитах и проводить исследования пласта при нестационарном режиме фильтрации жидкости в скважину. The cutter is simple in design, its use increases the reliability of well shutoff, increases the overhaul period of the well. Allows you to operate the well at low flow rates and to conduct reservoir studies in unsteady mode of fluid filtration into the well.

Claims (1)

Отсекатель скважины, включающий корпус, поршень, взаимодействующий с фиксатором, клапан с седлом и шариком, связанный с поршнем шток, гидравлические каналы и пакер, отличающийся тем, что снабжен дополнительно фиксатором открытого положения клапана, расположенным в верхней части корпуса для взаимодействия с клапаном, причем фиксатор размещен с зазором по отношению к поверхности шарика при закрытом положении клапана, а гидравлические каналы, сообщающие полости скважины, разделенные пакером, регулируются ходом поршня. A well shut-off device including a housing, a piston interacting with a retainer, a valve with a seat and a ball, a rod connected to the piston, hydraulic channels and a packer, characterized in that it is additionally equipped with an open position retainer located in the upper part of the housing for interaction with the valve, the latch is placed with a gap with respect to the surface of the ball when the valve is in the closed position, and the hydraulic channels communicating the well cavities separated by the packer are regulated by the piston stroke.