RU2194152C2 - Downhole plant for regulation and shutoff of medium flow - Google Patents

Abstract

FIELD: production of oil, gas and gas-condensate. SUBSTANCE: downhole plant includes run into well pipe string and shutoff device. At least one well chamber is placed under packer, and it is provided with sealing pocket and passing channels. Well chamber accommodates removable shutoff device in the form of body with holes and bellows, and removable valve of regulator. Located below well chamber is shank with tip in the form of plug or nipple with blind plug, or nipple with check valve. Shutoff device body accommodates also rod, lock and seat. Lock may be made in the form of piston without or with equalizing hole and rigidly connected with rod. Lock is installed from atop in seat and has outer diameter equalling to bellows effective diameter for its equalizing. Inlet holes cross-section area is less than that of seat. Outlet holes cross-section area is larger than that of seat. Lock may be made in the form of ball or cone and located under seat, and lower end of rod freely locates in seat and forms annular passage narrowing section together with seat. Located above packet may be disconnector, telescopic connection, nipple, well chamber, pump, pipe string which may have heating device. It is possible to use additional pipe string. Claimed invention makes it possible to increase efficiency and reliability of plant in various methods of operation due to exclusion of uncontrolled flowing and to perform repair jobs without well killing, and in case of well killing, to exclude absorption of solution by formation and to regulate and stabilize medium flow in flowing and pumps provided with pumps. EFFECT: higher efficiency. 13 cl, 24 dwg

Description

Изобретение относится к области добычи углеводородов (нефти, газа, газоконденсата) и может быть использовано при фонтанной, газлифтной и насосной эксплуатации скважин, а также при внутрискважинной закачке среды в пласт, в частности, для регулирования потока пластового флюида, поддержания забойного давления, стабилизации динамического уровня жидкости, а главным образом, для отсекания потока из пласта в случае падения давления на устье скважины (например, открытого фонтана), проведения подземного ремонта без глушения скважины, а при глушении скважины раствором - для исключения поглощения раствора продуктивным пластом, кроме того, может быть применено для закачки среды из одного объекта скважины в другой, не допуская гидроразрыва пласта. The invention relates to the field of hydrocarbon production (oil, gas, gas condensate) and can be used for flowing, gas lift and pump operation of wells, as well as for downhole pumping of a medium into a formation, in particular, for regulating the flow of formation fluid, maintaining bottom-hole pressure, stabilizing dynamic liquid level, and mainly, to cut off the flow from the reservoir in case of pressure drop at the wellhead (for example, an open fountain), to carry out underground repairs without killing the well, and when shutting off ii wells solution - to eliminate the absorption solution producing formation, it can furthermore be used for pumping well fluid from one object to another, avoiding fracturing.

Известна скважинная установка (авторское свидетельство 985260, Е 21 В 34/06, бюллетень 48 от 30.12.82 г.), включающая колонну труб, пакер и расположенное ниже него клапанное отсекательное устройство. A well-known well installation (copyright certificate 985260, E 21 B 34/06, bulletin 48 dated 12.30.82), including a pipe string, a packer and a valve shut-off device located below it.

Недостатками этой установки является то, что клапанное отсекательное устройство расположено по центру трубы, из-за чего сужается проходное сечение подъемника, имеет сложную конструкцию и является несъемным, из-за чего при его неисправности возникает необходимость полного извлечения скважинного оборудования. The disadvantages of this installation is that the valve shut-off device is located in the center of the pipe, due to which the bore of the elevator is narrowed, has a complex structure and is non-removable, due to which, when it malfunctions, it becomes necessary to completely remove the downhole equipment.

Известно клапанное устройство для насосной скважины (патент РФ 32042788, Е 21 В 34/06, бюллетень 24, 27.08.95 г.), включающее полый корпус с входными отверстиями, управляющий элемент в виде сильфона, установленный в верхней части корпуса и образующий с ним камеру, заполненную сжатым газом и оборудованную узлом зарядки, подпружиненные седла, размещенные в нижней части корпуса, шток, жестко связанный верхним концом с упругим элементом, а нижним под седлами - с затворами. Это устройство применяется для регулирования динамического уровня жидкости в насосной скважине. Недостатками его является то, что затвор жестко связан со штоком сильфона, в результате происходит обрыв штока от затвора при динамических нагрузках и нарушается герметичность пары "затвор - седло". A valve device for a pumping well is known (RF patent 32042788, Е 21 В 34/06, bulletin 24, 08/27/95), including a hollow body with inlet openings, a control element in the form of a bellows installed in the upper part of the body and forming with it a chamber filled with compressed gas and equipped with a charging unit, spring-loaded seats located in the lower part of the body, a rod rigidly connected to the upper end with an elastic element, and the lower one under the saddles with valves. This device is used to control the dynamic fluid level in a pumping well. Its disadvantages are that the shutter is rigidly connected to the bellows stem, as a result of which the stem breaks from the shutter under dynamic loads and the tightness of the shutter-seat pair is violated.

Известна скважинная установка (авторское свидетельство 1781416, Е 21 В 34/06, бюллетень 46 от 15.12.92 г.), включающая спущенный на колонне труб посадочный ниппель со съемным клапаном - регулятором и отсекателем для насосной эксплуатации, состоящий из полого корпуса с пропускными отверстиями, наружными уплотнителями и фиксатором, внутри которого установлен сверху вниз сильфон с ограниченным ходом вверх и вниз, жестко связанный нижним концом со штоком, а верхним торцом с корпусом и образующий с ним камеру зарядки, седло, жестко зафиксированное в корпусе, и под седлом - затвор, связанный со штоком сильфона. A well installation is known (copyright certificate 1781416, Е 21 В 34/06, bulletin 46 dated 12.15.92), including a landing nipple lowered on a pipe string with a removable valve - a regulator and a shut-off for pump operation, consisting of a hollow body with through holes , with external seals and a retainer, inside of which a bellows with a limited stroke up and down is installed from top to bottom, rigidly connected with the lower end to the rod, and the upper end with the body and forming a charging chamber with it, a saddle rigidly fixed to the body e, and under the saddle - the shutter associated with the stem of the bellows.

Недостатком этого технического решения является то, что клапан-отсекатель также устанавливается по центру труб, из-за чего сужается проходное сечение подъемника и не уравновешиваются его положения в посадочном ниппеле в процессе работы. При этом возникает большая вероятность выброса клапана при высоких перепадах давлений, а также вероятность его забивания мехпримесями при остановке скважины, что затрудняет извлечение клапана из ниппеля. Кроме того, шток сильфона связан с затвором, что увеличивает вероятность обрыва штока от затвора при динамических нагрузках и нарушения герметичности пары "затвор - седло". The disadvantage of this technical solution is that the shutoff valve is also installed in the center of the pipes, due to which the bore of the elevator is narrowed and its position in the landing nipple is not balanced during operation. In this case, there is a high probability of valve ejection at high pressure drops, as well as the likelihood of clogging with mechanical impurities when the well stops, which makes it difficult to remove the valve from the nipple. In addition, the bellows stem is connected to the valve, which increases the likelihood of the valve breaking off from the valve during dynamic loads and leakage of the valve-seat pair.

Целью изобретения является расширение функциональной возможности и области применения установки, повышение эффективности и надежности ее при различных способах эксплуатации. Для фонтанной и газлифтной эксплуатации эффективность установки достигается за счет: осуществления подземного ремонта без глушения скважины путем отсекания (разобщения) пласта от полости скважин и разъединения колонны труб от пакера; исключения отрицательно-техногенного поглощения солевого раствора продуктивным пластом при глушении скважины с целью сохранения фильтрационных приточных характеристик пласта (дебита нефти) и облегчения быстрого вывода скважины на технологический режим; недопущения снижения забойного давления ниже допустимого минимального его значения в процессе запуска скважины; регулирования (поддерживания) оптимального забойного давления в процессе эксплуатации скважины. The aim of the invention is to expand the functionality and scope of the installation, increasing its efficiency and reliability in various methods of operation. For fountain and gas lift operation, installation efficiency is achieved by: performing underground repairs without killing the well by cutting off (disconnecting) the formation from the well cavity and disconnecting the pipe string from the packer; elimination of negative-technogenic absorption of saline by the reservoir while killing the well in order to preserve the filtration inlet characteristics of the reservoir (oil flow rate) and facilitate the quick conclusion of the well to the production mode; preventing downhole pressure from falling below its minimum acceptable value during startup; regulation (maintenance) of the optimal bottomhole pressure during the operation of the well.

Эффективность установки для скважин, эксплуатируемых УЭЦН и УШГН, достигается за счет: отсекания продуктивного пласта (призабойной зоны скважины) от скважины при остановке насоса и подземном ремонте без глушения; исключения отрицательно-техногенного поглощения солевого раствора продуктивным пластом, то есть сохранения фильтрационных приточных характеристик пласта (дебита нефти) и облегчение быстрого вывода скважины на технологический режим при глушении скважины. The efficiency of the installation for wells operated by ESP and USGN is achieved by: cutting off the reservoir (bottom hole zone) from the well when the pump stops and underground repairs without jamming; elimination of negative-technogenic absorption of saline by the reservoir, that is, maintaining the filtration inlet characteristics of the reservoir (oil flow rate) and facilitating the quick conclusion of the well to the process mode when the well is shut off.

Положительный эффект от использования предлагаемого технического решения заключается в повышении добычи нефти из пласта за счет исключения поглощения пласта и целенаправленного регулирования и стабилизации работы скважины, а также в сокращении затрат и времени на проведение ремонтных работ на скважине, увеличении срока службы скважинного оборудования. The positive effect of the use of the proposed technical solution is to increase oil production from the reservoir by eliminating the absorption of the reservoir and targeted regulation and stabilization of the well, as well as to reduce costs and time for repair work on the well, increase the life of the downhole equipment.

Поставленная цель достигается тем, что скважинная установка снабжена под пакером по меньшей мере одной скважинной камерой с пропускными входными и выходными отверстиями, в которую установлен клапан - регулятор и отсекатель, при этом ниже нее размещен хвостовик из насосно-компрессорных труб с наконечником, выполненным в виде заглушки или ниппеля со срезной пробкой, или со съемной глухой пробкой, или клапаном (концевым). This goal is achieved by the fact that the well installation is provided under the packer with at least one well chamber with throughput inlet and outlet openings, in which a valve-regulator and a shutoff valve are installed, while a shank of tubing with a tip made in the form plugs or nipples with shear plug, or with removable blind plug, or valve (end).

Затвор в корпусе может быть выполнен (для фонтанной и газлифтной эксплуатации скважин) в виде поршня без или с уравнительным отверстием, жестко связанный со штоком и установленный сверху в седле, и имеет наружный диаметр, равный эффективному диаметру управляющего элемента (например, выполненного в виде сильфона и пр.) для его уравновешивания, при этом площадь сечения входных отверстий на корпусе для сужения потока среды выполнена меньше, чем площадь сечения седла, а последняя - меньше площади сечения выходных отверстий на корпусе. The shutter in the housing can be made (for fountain and gas lift wells) in the form of a piston without or with an equalizing hole, rigidly connected to the rod and mounted on top of the saddle, and has an outer diameter equal to the effective diameter of the control element (for example, made in the form of a bellows etc.) to balance it, while the cross-sectional area of the inlet openings on the housing for narrowing the medium flow is made smaller than the cross-sectional area of the saddle, and the latter is smaller than the cross-sectional area of the outlet openings on the housing.

Затвор в корпусе может быть выполнен (для насосной эксплуатации) в виде шара или конуса и размещен под седлом свободно или подпружинен, нижний конец штока свободно размещен в седле и образует с ним кольцевое пропускное сужающее сечение. The shutter in the housing can be made (for pumping operation) in the form of a ball or cone and is freely or spring loaded under the seat, the lower end of the stem is freely placed in the seat and forms an annular narrowing section with it.

Скважинная установка может быть снабжена над пакером разъединителем колонны труб и/или ниппелем для съемного опрессовочного клапана, и/или телескопическим соединением. The downhole installation may be provided with a pipe string disconnector and / or a nipple for a removable crimping valve, and / or a telescopic connection above the packer.

Колонна труб над пакером может быть оснащена по меньшей мере одной скважинной камерой, в кармане которой установлена съемная глухая пробка или газлифтный клапан, или циркуляционный клапан. The pipe string above the packer may be equipped with at least one downhole chamber, in the pocket of which a removable blind plug or gas-lift valve or circulation valve is installed.

Колонна труб выше пакера может быть оснащена насосом (центробежным, вставным, струйным и пр.). The pipe string above the packer can be equipped with a pump (centrifugal, plug-in, jet, etc.).

Колонна труб выше насоса может быть оснащена ниппелем для съемного опрессовочного клапана (с целью проверки герметичности колонны труб) и/или скважинной камерой со съемным стабилизатором динамического уровня жидкости, и/или скважинной камерой со съемным регулятором давления или расхода попутного газа в затрубе. The pipe string above the pump may be equipped with a nipple for a removable crimping valve (in order to check the tightness of the pipe string) and / or a borehole chamber with a removable stabilizer for dynamic fluid level, and / or a borehole chamber with a removable pressure regulator or associated gas flow in the annulus.

Стабилизатор уровня жидкости может быть выполнен идентично клапану - регулятору и отсекателю потока среды. The liquid level stabilizer can be performed identically to the valve-regulator and the medium flow shutoff.

Регулятор давления газа также может быть выполнен в виде клапана - регулятора и отсекателя потока среды, но при этом затвор в виде шара размещен над седлом и имеет контактный диаметр меньше, чем эффективный диаметр сильфона, причем в корпусе под седлом размещен штуцер для сужения (дросселирования) потока газа при течении из затрубного пространства в колонну труб. The gas pressure regulator can also be made in the form of a valve-regulator and a medium flow shutoff, but at the same time a valve in the form of a ball is placed above the seat and has a contact diameter less than the effective diameter of the bellows, and a fitting for narrowing (throttling) is placed under the seat in the housing gas flow when flowing from the annulus into the pipe string.

Колонна труб может быть снабжена греющим устройством, достигающим глубины ниже зоны вечной мерзлоты для предупреждения гидрато-и парафинообразования. The pipe string may be equipped with a heating device reaching a depth below the permafrost zone to prevent hydrate and paraffin formation.

Установка при фонтанной и газлифтной эксплуатации скважин может быть оснащена дополнительной колонной труб, при этом выше пакера основная колонна труб имеет больший диаметр, в который спущена дополнительная колонна труб. Дополнительная колонна труб также может быть снабжена скважинными камерами и/или ниппелями для установки в них газлифтных клапанов, и/или глухих пробок. Installation for well flow and gas lift operation of wells can be equipped with an additional pipe string, while above the packer the main pipe string has a larger diameter into which the additional pipe string is lowered. The additional pipe string may also be provided with downhole chambers and / or nipples for installing gas lift valves and / or blind plugs in them.

На фиг. 1 изображена скважинная установка для регулирования и отсекания потока среды при фонтанной эксплуатации; на фиг. 2 - скважинная камера с пропускными поперечными входными отверстиями для установки регулятора и отсекателя; на фиг. 3 - скважинная камера с пропускным продольным входным и поперечными выходными отверстиями для установки регулятора и отсекателя; на фиг. 4 - наконечник в виде заглушки; на фиг. 5 - наконечник в виде ниппеля со срезной пробкой; на фиг. 6 - наконечник в виде ниппеля со съемной глухой пробкой; на фиг. 7 - наконечник в виде ниппеля с концевым клапаном; на фиг. 8 - скважинная установка для регулирования и отсекания потока среды при газлифтной эксплуатации; на фиг. 9 - скважинная установка для эксплуатации и/или нагнетания жидкости с насосом; на фиг. 10 - скважинная установка для регулирования и отсекания потока среды при насосной эксплуатации скважины; на фиг. 11 - скважинная установка для регулирования и отсекания потока среды при насосной эксплуатации скважины, оснащенная греющим устройством; на фиг. 12 - скважинная установка для регулирования и отсекания потока при фонтанной эксплуатации газовой скважины, оснащенная дополнительной колонной груб; на фиг. 13 - скважинная установка для регулирования и отсекания потока среды при газлифтной эксплуатации скважины, оснащенная дополнительной колонной труб; на фиг. 14 - скважинная установка для исключения поглощения пластом раствора при ремонте насоса; на фиг. 15 - скважинная установка для регулирования и отсекания потока среды двух пластов при насосной эксплуатации; на фиг. 16, 17, 18 - клапан - регулятор, отсекатель и стабилизатор в различных исполнениях затвора (в виде свободного шара, подпружиненного шара и конуса) для насосной эксплуатации; на фиг. 19, 20 - обратные клапаны с одним и двумя затворами; на фиг. 21 - глухая пробка; на фиг. 22, 23 - клапан - регулятор и отсекатель в двух исполнениях (без и с уравнительным отверстием) для фонтанной и газлифтной эксплуатации; на фиг. 24 - регулятор давления среды. In FIG. 1 shows a downhole installation for regulating and cutting off the medium flow during fountain operation; in FIG. 2 - a borehole chamber with throughput transverse inlet openings for installation of a regulator and a cutter; in FIG. 3 - a borehole chamber with a flow-through longitudinal inlet and transverse outlet openings for installation of a regulator and a shut-off device; in FIG. 4 - tip in the form of a stub; in FIG. 5 - a tip in the form of a nipple with a shear plug; in FIG. 6 - a tip in the form of a nipple with a removable blind plug; in FIG. 7 - a tip in the form of a nipple with an end valve; in FIG. 8 - downhole installation for regulating and cutting off the medium flow during gas lift operation; in FIG. 9 - downhole installation for operation and / or injection of fluid with a pump; in FIG. 10 - downhole installation for regulating and cutting off the medium flow during pump operation of the well; in FIG. 11 - downhole installation for regulating and cutting off the medium flow during pump operation of the well, equipped with a heating device; in FIG. 12 - downhole installation for regulating and cutting off the flow during fountain operation of a gas well, equipped with an additional rough column; in FIG. 13 - downhole installation for regulating and cutting off the medium flow during gas lift operation of the well, equipped with an additional pipe string; in FIG. 14 - downhole installation to exclude the formation absorption of the solution during the repair of the pump; in FIG. 15 - downhole installation for regulating and cutting off the medium flow of two layers during pump operation; in FIG. 16, 17, 18 - valve - regulator, shutoff device and stabilizer in various versions of the shutter (in the form of a free ball, a spring-loaded ball and a cone) for pump operation; in FIG. 19, 20 - check valves with one and two gates; in FIG. 21 - a dead stopper; in FIG. 22, 23 - valve - regulator and shut-off valve in two versions (without and with equalizing hole) for fountain and gas-lift operation; in FIG. 24 - medium pressure regulator.

Скважинная установка (фиг. 1) включает в себя колонну труб 1, пакер 2 и скважинную (овальную) камеру 3. Последняя выполнена с посадочным карманом 4 для установки клапана - регулятора и отсекателя 5. Для сбора мехпримесей ниже скважинной камеры 3 установлен хвостовик 6 из нескольких насосно-компрессорных труб с наконечником 7. The downhole installation (Fig. 1) includes a pipe string 1, a packer 2 and a borehole (oval) chamber 3. The latter is made with a landing pocket 4 for installing a valve - regulator and shutoff valve 5. To collect mechanical impurities below the borehole chamber 3, a shank 6 of several tubing with a nozzle 7.

Посадочный карман 4 может быть выполнен в двух исполнениях: первое (фиг. 2) - имеет пропускные входные (наружные) отверстия 8 и выходное (внутреннее) осевое отверстие 9, второе (фиг. 3) - входное (наружное) осевое отверстие 10 и выходные (внутренние) отверстия 11. The landing pocket 4 can be made in two versions: the first (Fig. 2) has passage inlet (external) holes 8 and the output (internal) axial hole 9, the second (Fig. 3) has an input (external) axial hole 10 and output (internal) holes 11.

Клапан - регулятор и отсекатель 5 устанавливается в камеру 3 с помощью специальных инструментов (консольного, рычажного или лепесткового отклонителя, спускного или цангового инструмента и пр.). Valve - regulator and shut-off device 5 is installed in the chamber 3 with the help of special tools (cantilever, lever or flap diverter, drain or collet tool, etc.).

Наконечник 7 выполнен в виде заглушки 12 (фиг. 4) или ниппеля 13 со срезной пробкой 14 (фиг. 5). Последняя имеет уплотнительный элемент 15 и зафиксирована в ниппеле 13 со срезными винтами 16. The tip 7 is made in the form of a plug 12 (Fig. 4) or a nipple 13 with a shear plug 14 (Fig. 5). The latter has a sealing element 15 and is fixed in the nipple 13 with shear screws 16.

Наконечник 7 также может быть выполнен в виде ниппеля 17 со съемной глухой пробкой 18 (фиг. 6) с наружными манжетами 19, или в виде ниппеля 20 со съемным обратным клапаном 21 (фиг. 7). Последний выполнен с пропускными каналами 22, 23 и наружными манжетами 24, а внутри его размещены седло 25 и подпружиненный затвор 26. The tip 7 can also be made in the form of a nipple 17 with a removable blind plug 18 (Fig. 6) with external cuffs 19, or in the form of a nipple 20 with a removable check valve 21 (Fig. 7). The latter is made with through channels 22, 23 and external cuffs 24, and inside it there is a saddle 25 and a spring-loaded shutter 26.

Установка, приведенная на фиг. 1, может применяться для регулирования работы пласта и отсекания призабойной зоны скважины, в частном случае, при снижении давления в колонне труб 1 или при падении давления в пласте, а также при открытом фонтане. The installation shown in FIG. 1, can be used to regulate the operation of the formation and cutting off the bottom-hole zone of the well, in the particular case, when the pressure in the pipe string 1 decreases or when the pressure in the formation drops, as well as when the fountain is open.

Установка (фиг. 8) снабжена под пакером 2 дополнительной скважинной камерой 27 с клапаном - регулятором и отсекателем 28 для повышения расхода среды (производительности скважины) при ограниченном диаметре клапанов 5 и 28. The installation (Fig. 8) is equipped under the packer 2 with an additional downhole chamber 27 with a valve-regulator and a shut-off device 28 to increase the flow rate (well productivity) with a limited diameter of the valves 5 and 28.

Установка также может быть оснащена над пакером 2 одной или несколькими скважинными камерами 29, 30, 31 и 32 для установки в них газлифтных (пусковых и рабочих) клапанов и/или глухих пробок, и/или циркуляционных клапанов 33, 34, 35 и 36. The installation can also be equipped with one or more borehole chambers 29, 30, 31 and 32 above the packer 2 for installation of gas-lift (starting and working) valves and / or blind plugs and / or circulation valves 33, 34, 35 and 36.

Установка дополнительно может быть снабжена разъединителем колонны труб 37 и/или ниппелем 38 для съемного опрессовочного клапана (типа КПП, А и пр. ), и/или телескопическим соединением 39. Ниппель 38 может быть выполнен аналогично ниппелю 20 (фиг. 7) для установки клапана 21 с целью проверки герметичности колонны труб 1. Ниппель 38 также может быть выполнен внутри разъединителя колонны труб 37 (например, в виде уплотнителей муфты "К" для пакера FHH). Последний в свою очередь может быть выполнен с телескопическим ходом для компенсации изменений длины колонны труб при термобарических условиях. The installation can additionally be equipped with a pipe string disconnector 37 and / or a nipple 38 for a removable crimping valve (type KPP, A, etc.), and / or a telescopic connection 39. The nipple 38 can be made similar to the nipple 20 (Fig. 7) for installation the valve 21 in order to check the tightness of the pipe string 1. The nipple 38 can also be made inside the pipe string disconnector 37 (for example, in the form of “K” sleeve seals for the FHH packer). The latter, in turn, can be made with a telescopic stroke to compensate for changes in the length of the pipe string under thermobaric conditions.

Установка, приведенная на фиг. 8, применяется для непрерывной и периодической газлифтной эксплуатации скважины. В случае падения давления в колонне труб 1 или в призабойной зоне скважины клапаны 5 и/или 28 уменьшают пропускное сечение по жидкости (выполняют функции регулятора давления до или после себя), а в случае значительного снижения давления клапаны закрываются полностью (выполняют функцию отсекателя). The installation shown in FIG. 8, is used for continuous and periodic gas lift well operation. In the event of a pressure drop in the pipe string 1 or in the bottomhole zone of the well, the valves 5 and / or 28 reduce the liquid cross-section (perform the functions of a pressure regulator before or after yourself), and in the case of a significant decrease in pressure, the valves close completely (perform the function of a cut-off).

Колонна труб 1 может быть выше пакера 2 оснащена насосом 40 (фиг. 9), например, вставным и пр. При этом над пакером 2 также находится скважинная камера со съемной глухой пробкой или циркуляционным клапаном 33 для закачки среды (например, ингибитор) или обеспечения динамического уровня жидкости в затрубном пространстве скважины. В случае необходимости замены клапана 5 сначала поднимают вставной насос 40 из колонны труб 1, а затем с помощью канатной техники извлекают из камеры 3 клапан 5. The pipe string 1 may be higher than the packer 2 and equipped with a pump 40 (FIG. 9), for example, a plug-in one, etc. Moreover, above the packer 2 there is also a borehole chamber with a removable blind plug or circulation valve 33 for pumping medium (for example, an inhibitor) or providing dynamic fluid level in the annulus of the well. If it is necessary to replace the valve 5, first the plug-in pump 40 is lifted from the pipe string 1, and then, using the cable technique, the valve 5 is removed from the chamber 3.

Установка, приведенная на фиг. 9, используется для отсекания призабойной зоны скважины от полости колонны труб 1 при остановке работы насоса 40 и росте гидростатического давления в колонне труб 1. The installation shown in FIG. 9, is used to cut off the bottomhole zone of the well from the cavity of the pipe string 1 when the pump 40 is stopped and the hydrostatic pressure in the pipe string 1 increases.

Кроме того установка (фиг. 9) может быть применена для эксплуатации жидкости из одного пласта и закачки другому пласту одной скважины, не допуская гидроразрыва закачиваемого пласта, путем его отсекания при повышении забойного давления выше допустимого. In addition, the installation (Fig. 9) can be used to operate fluid from one formation and inject another well into another formation, preventing hydraulic fracturing of the injected formation by cutting it off when the bottomhole pressure rises above the permissible value.

Колонна труб 1 может быть оснащена несоединенным с пакером 2 насосом 41, например, в виде ЭЦН, ШГН, НС и пр. (фиг. 10). Для этого пакер 2 и оборудование ниже него могут быть спущены в скважину на канатном инструменте, который извлекается после установки (посадки) пакера 2. Также колонна труб 1 может быть отсоединена от пакера 2 с помощью разъединителя 37 и извлечена на устье скважины. После чего вновь спускается в скважину колонна труб 1 с насосом 41. The pipe string 1 can be equipped with a pump 41, which is not connected to the packer 2, for example, in the form of an ESP, SHGN, NS, etc. (Fig. 10). For this, the packer 2 and the equipment below it can be lowered into the well on a rope tool, which is removed after the packer 2 is installed (planted). Also, the pipe string 1 can be disconnected from the packer 2 using a disconnector 37 and removed at the wellhead. After that, the pipe string 1 with pump 41 again descends into the well.

Установка, приведенная на фиг. 10, исключает поступление жидкости в колонну труб 1 при ремонте насоса 41. То есть при остановке насоса 41 растет динамический уровень жидкости в затрубном пространстве, тем самым увеличивается до расчетного значения давление жидкости в трубе на уровне клапанов - регулятора и отсекателя 5 и/или 28, что в свою очередь приводит к их закрытию. The installation shown in FIG. 10, eliminates the flow of fluid into the pipe string 1 during the repair of the pump 41. That is, when the pump 41 is stopped, the dynamic fluid level in the annulus increases, thereby increasing the calculated pressure of the fluid in the pipe at the level of the valves - regulator and shutoff 5 and / or 28 , which in turn leads to their closure.

Колонна труб 1 выше насоса 41 может быть оснащена ниппелем 42 для съемного опрессовочного клапана с целью проверки герметичности колонны труб 1 и/или скважинной камерой 43 со съемным стабилизатором динамического уровня жидкости 44, и/или скважинной камерой 45 со съемным регулятором давления или расхода попутного газа 46 (фиг. 11). Также колонна труб 1 может быть снабжена греющим устройством 47, например, в виде греющего кабеля, закрепленного снаружи колонны НКТ, с целью предупреждения гидрато-и парафинообразования. The pipe string 1 above the pump 41 may be equipped with a nipple 42 for a removable crimping valve in order to check the tightness of the pipe string 1 and / or the borehole chamber 43 with a removable dynamic fluid level stabilizer 44, and / or the borehole chamber 45 with a removable pressure regulator or associated gas flow 46 (Fig. 11). Also, the pipe string 1 may be provided with a heating device 47, for example, in the form of a heating cable fixed outside the tubing string to prevent hydrate and paraffin formation.

Установка, приведенная на фиг. 11, позволяет при насосной эксплуатации стабилизировать динамический уровень жидкости в затрубном пространстве скважины. То есть, в случае снижения уровня жидкости ниже допустимого его значения, стабилизатор 44 открывается и часть жидкости из полости труб 1 поступает в затрубное пространство скважины, тем самым исключает возможность срыва подачи жидкости насосом. При этом также давление попутного газа в затрубном пространстве поддерживается с помощью регулятора 46, который перепускает через себя в трубу 1 избыток попутного газа. The installation shown in FIG. 11, allows for pumping operation to stabilize the dynamic fluid level in the annulus of the well. That is, if the liquid level drops below its permissible value, the stabilizer 44 opens and a part of the liquid from the pipe cavity 1 enters the annulus of the well, thereby eliminating the possibility of a disruption of the fluid supply by the pump. At the same time, the pressure of the associated gas in the annulus is maintained by means of a regulator 46, which bypasses the excess of associated gas through itself into the pipe 1.

Установка (см. фиг. 11) также приемлема для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов. Однако при остановке насоса 41 отсекается только нижний пласт от полости колонны труб 1. Installation (see Fig. 11) is also acceptable for simultaneous and separate operation of two layers. However, when the pump 41 is stopped, only the lower layer is cut off from the cavity of the pipe string 1.

Установка (фиг. 12) оснащена дополнительной колонной труб 48, при этом выше пакера 2 и скважинной камеры 29 колонна труб 1 имеет больший диаметр, в который спущена дополнительная колонна труб 48. The installation (Fig. 12) is equipped with an additional pipe string 48, while above the packer 2 and the borehole chamber 29, the pipe string 1 has a larger diameter into which the additional pipe string 48 is lowered.

Установка, приведенная на фиг. 12, приемлема для газовой скважины. При этом отбор газа может быть обеспечен как через полость колонны труб 48, так и через кольцевое пространство, образующееся между колонной труб 1 и 48. С помощью скважинной камеры 29 обеспечивается замена раствора на нефть и/или закачка ингибитора и прочей среды. В случае снижения давления в колонне труб, в частности при открытом фонтане, происходит отсекание газового пласта от полости колонны труб 1 и 48. The installation shown in FIG. 12 is acceptable for a gas well. In this case, gas selection can be provided both through the cavity of the pipe string 48 and through the annular space formed between the pipe string 1 and 48. Using the well chamber 29, the solution is replaced with oil and / or the injection of the inhibitor and other medium. In the case of a decrease in pressure in the pipe string, in particular when the fountain is open, the gas layer is cut off from the cavity of the pipe string 1 and 48.

Дополнительная колонна труб 48 (фиг. 13) может быть оснащена несколькими скважинными камерами 49, 50 или/и пусковыми ниппелями 51 и 52 для установки в них съемных газлифтных клапанов или штуцеров 53 и 54. An additional pipe string 48 (Fig. 13) may be equipped with several downhole chambers 49, 50 or / and trigger nipples 51 and 52 for installing removable gas lift valves or fittings 53 and 54 in them.

Установка, приведенная на фиг. 13, может применяться в основном для газлифтной эксплуатации, в частности, когда имеется изношенная или негерметичная эксплуатационная колонна труб в скважине. The installation shown in FIG. 13 can be used mainly for gas lift operation, in particular when there is a worn or leaky production string of pipes in the well.

При насосной эксплуатации (фиг. 14) для исключения поглощения пластом раствора используется наконечник 7 в виде ниппеля 20 со съемным обратным клапаном 21 (см. фиг. 7) или отсекатель 5 в скважинной камере 3 выполнен в виде обратного клапана (фиг. 19, 20). During pumping operation (Fig. 14), to prevent the formation from absorbing the solution, a tip 7 is used in the form of a nipple 20 with a removable check valve 21 (see Fig. 7) or the shut-off device 5 in the borehole chamber 3 is made in the form of a check valve (Fig. 19, 20 )

Установка (фиг. 15) для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов скважины дополнительно оснащается пакером 55 между пластами. При этом клапан - регулятор и отсекатель 5 и 28 устанавливается для каждого пласта, соответствующими характеристиками (диаметром седла, давлением закрытия и пр. ). Installation (Fig. 15) for simultaneous and separate operation of two layers of the well is additionally equipped with a packer 55 between the layers. In this case, the valve - regulator and cutoff 5 and 28 are installed for each layer, the corresponding characteristics (diameter of the seat, closing pressure, etc.).

Клапан - регулятор, отсекатель и стабилизатор при насосной эксплуатации могут быть выполнены идентично (фиг. 16, 17, 18), например, в виде полого корпуса 56 с пропускными входными и выходными отверстиями 57, 58, наружными уплотнителями 59 и фиксатором 60 (в виде цанги, пружины кольцо и пр.). Внутри корпуса 56 установлены сверху вниз сильфон 61 с ограниченным ходом вверх и вниз, жестко связанный своим верхним торцом с корпусом 56 и образующий с ним камеру зарядки, шток 62 и седло 63, жестко зафиксированное в корпусе 56, затвор 64, выполненный в виде шара (фиг. 16, 17) или конуса (фиг. 18) над гнездом 65. Последний может быть в виде седла или штуцера. Затвор 64 может быть подпружинен. В частном случае (для высокодебитной скважины) затвор 64 может быть установлен в корпусе без пружины. The valve-regulator, shut-off valve and stabilizer during pump operation can be performed identically (Fig. 16, 17, 18), for example, in the form of a hollow body 56 with inlet and outlet openings 57, 58, external seals 59 and the retainer 60 (in the form collets, ring springs, etc.). Inside the housing 56, a bellows 61 is installed from top to bottom with a limited up and down stroke, rigidly connected with its upper end to the housing 56 and forming a charging chamber with it, the rod 62 and the saddle 63, rigidly fixed in the housing 56, the shutter 64, made in the form of a ball ( Fig. 16, 17) or a cone (Fig. 18) above the socket 65. The latter may be in the form of a saddle or fitting. Shutter 64 may be spring loaded. In the particular case (for high production wells), the shutter 64 can be installed in the housing without a spring.

Клапан-отсекатель в скважинной камере, в частном случае, может быть заменен на обратный клапан (фиг.19) с одним затвором, который может быть в виде корпуса 66 с уплотнительными манжетами 67 и пропускными отверстиями 68, 69, внутри которого размещен затвор в виде шара 70 над седлом 71. Шар 70 может быть установлен и под седлом. Шар 70 может быть подпружинен в зависимости от условий эксплуатации. The shutoff valve in the borehole chamber, in a particular case, can be replaced by a check valve (Fig. 19) with one shutter, which can be in the form of a housing 66 with sealing cuffs 67 and through holes 68, 69, inside which the shutter is placed in the form ball 70 above the seat 71. Ball 70 can be installed under the saddle. Ball 70 may be spring loaded depending on operating conditions.

В корпусе 66 также может быть установлен дополнительно шар 72 и седло 73 (фиг. 20) для повышения пропускного сечения обратного клапана при ограниченном его диаметре. При этом на корпусе (головке) клапана сверху выполняются дополнительные отверстия 74 для выхода среды. In the case 66, an additional ball 72 and a seat 73 (Fig. 20) can also be installed to increase the flow section of the non-return valve with a limited diameter. At the same time, additional openings 74 are made on the valve body (head) from above to exit the medium.

Обратный клапан (фиг. 19, 20) выполняет также функции регулятора расхода потока среды через штуцер. Кроме того, клапан - регулятор и отсекатель в скважинной камере в частных случаях может быть заменен на глухую пробку (фиг.21) в виде глухого корпуса 75 с наружными манжетами 76. The non-return valve (Fig. 19, 20) also serves as a regulator of the flow rate of the medium through the nozzle. In addition, the valve - regulator and cutoff in the borehole chamber in special cases can be replaced by a blind plug (Fig. 21) in the form of a blind housing 75 with outer cuffs 76.

При фонтанной и газлифтной эксплуатации в клапане - регуляторе и отсекателе (фиг. 22) затвор 64 может быть выполнен в виде поршня и размещен над седлом 63, а его наружный диаметр равен эффективному диаметру сильфона 61, причем в процессе работы клапана дросселирование (сужение) потока обеспечивается на входных отверстиях 58, чтобы установить открытие и закрытие клапана только от давления в колонне труб 1. Затвор 64 может иметь канал 77 с незначительным диаметром для уравновешивания давления до и после себя с момента закрытия клапана - регулятора и отсекателя (фиг. 23). During fountain and gas lift operation in the valve-regulator and shut-off valve (Fig. 22), the shutter 64 can be made in the form of a piston and placed above the seat 63, and its outer diameter is equal to the effective diameter of the bellows 61, and during the valve operation, throttling (narrowing) of the flow it is provided at the inlet openings 58 to establish the opening and closing of the valve only from the pressure in the pipe string 1. The shutter 64 may have a channel 77 with a small diameter for balancing the pressure before and after itself from the moment the valve-regulator and tsekatera (Fig. 23).

Регулятор давления газа (фиг. 24) для насосной эксплуатации скважины выполнен в виде клапана - регулятора и отсекателя, но при этом затвор в виде шара 64 жестко связан с сильфоном 61, размещен над седлом 63 и имеет диаметр меньше, чем диаметр сильфона 61, а также гнездо 65 выполнено в виде дроссельного седла. При этом функционирование регулятора происходит под давлением газа в затрубье, действующего на сильфон 61. The gas pressure regulator (Fig. 24) for pumping a well is made in the form of a valve - a regulator and a shut-off valve, but the shutter in the form of a ball 64 is rigidly connected to the bellows 61, placed above the saddle 63 and has a diameter smaller than the diameter of the bellows 61, and also, the socket 65 is made in the form of a throttle seat. In this case, the operation of the regulator occurs under gas pressure in the annulus acting on the bellows 61.

В качестве регулятора забойного давления может быть использован клапан - регулятор и отсекатель (см. фиг. 22) в скважинной камере (фиг. 3) или стандартный газлифтный клапан 5Г-25 (3Г-25) в скважинной камере (фиг. 2). As a bottomhole pressure regulator, a valve - a regulator and a cutoff (see Fig. 22) in the borehole chamber (Fig. 3) or a standard gas lift valve 5G-25 (3G-25) in the borehole chamber (Fig. 2) can be used.

Для регулирования забойного давления характеристики клапана - регулятора и отсекателя подбираются таким образом, чтобы при изменении давления в колонне труб обеспечить постоянное давление снаружи скважинной камеры за счет изменения площади сужающего сечения, а при снижении забойного давления до допустимого минимального значения сужающее сечение клапана полностью перекрывалось. To control the bottom-hole pressure, the characteristics of the valve-regulator and shut-off valve are selected in such a way that, when the pressure in the pipe string changes, constant pressure is provided outside the borehole chamber by changing the area of the narrowing section, and when the bottom-hole pressure is reduced to an acceptable minimum value, the narrowing section of the valve completely overlaps.

Установка (фиг. 1, 8, 12, 13) для фонтанной и газлифтной эксплуатации работает следующим образом. Installation (Fig. 1, 8, 12, 13) for fountain and gas lift operation works as follows.

Продукция из пласта поступает на забой скважины, а затем, проходя через отверстия 8 (фиг. 2) камеры 3, поступает в полость колонны труб 1 при открытом клапане - регуляторе и отсекателе 5. При этом для сбора мехпримесей и обеспечения канатной операции в камере 3 используется хвостовик 6 с наконечником 7 в виде заглушки 12 (см. фиг. 4) или ниппеля 13 со срезной пробкой 14 (см. фиг. 5), или ниппеля 17 с глухой пробкой 18 (см. фиг. 6) для сбора мехпримесей. Products from the reservoir enter the bottom of the well, and then, passing through the holes 8 (Fig. 2) of the chamber 3, enters the cavity of the pipe string 1 with the valve open and the regulator and shut-off device 5. Moreover, to collect mechanical impurities and ensure rope operation in the chamber 3 a shank 6 with a tip 7 in the form of a plug 12 (see Fig. 4) or a nipple 13 with a shear plug 14 (see Fig. 5), or a nipple 17 with a blind plug 18 (see Fig. 6) is used to collect mechanical impurities.

Клапан - регулятор и отсекатель (фиг. 22, 23) открывается от давления потока среды (жидкость, газожидкостная смесь, газ или газоконденсат) в колонну труб 1, действующего снизу на площадь затвора 64, то есть клапан открывается - когда это давление составляет больше, чем давление зарядки (через золотник) полости сильфона 61 сжатым газом (азотом). При этом забойное давление среды поступает через входные каналы 58 в полость корпуса 56 и действует сверху на сильфон 61, а снизу - на затвор 64, причем сила, возникающая сверху и снизу, уравновешивается за счет равенства диаметров сильфона 61 и затвора 64. The valve-regulator and shut-off valve (Fig. 22, 23) opens from the pressure of the medium flow (liquid, gas-liquid mixture, gas or gas condensate) into the pipe string 1, acting from below on the shutter area 64, that is, the valve opens - when this pressure is greater, than the charging pressure (through the spool) of the bellows cavity 61 with compressed gas (nitrogen). In this case, the bottomhole pressure of the medium enters through the inlet channels 58 into the body cavity 56 and acts on the bellows 61 from above and on the shutter 64 from below, and the force arising from above and below is balanced due to the equality of the diameters of the bellows 61 and the shutter 64.

С целью функционирования работы клапана - регулятора и отсекателя (см. фиг. 22, 23) только от давления в колонне труб 1 сужение (дросселирование) потока пластовой среды обеспечивается во входных каналах 58. For the purpose of the functioning of the valve-regulator and shut-off valve (see Fig. 22, 23) only from the pressure in the pipe string 1, the restriction (throttling) of the formation medium flow is provided in the inlet channels 58.

В процессе эксплуатации скважины клапан-отсекатель (фиг. 22, 23) открывается и ноток пластовой среды поступает в колонну труб 1 через пропускные каналы 58 и 57. В случае значительного снижения давления в колонне труб 1 (например, при открытом фонтане) затвор 64 под усилием сильфона 61 перемещается вниз и перекрывает проходное сечение седла 63, тем самым обеспечивает отсекание призабойной зоны скважины. А в случае незначительного изменения давления в колонне труб 1 (при колебании давления нефтегазосбора и/или пласта) клапан выполняет функции регулятора давления после себя, за счет дополнительного перекрытия или открытия сечения входных каналов 58 с перемещением затвора 64 соответственно вниз или вверх. During the operation of the well, the shutoff valve (Fig. 22, 23) opens and a hint of formation medium enters the pipe string 1 through the passage channels 58 and 57. In the case of a significant reduction in pressure in the pipe string 1 (for example, with the fountain open), the shutter 64 under the force of the bellows 61 moves down and overlaps the bore of the saddle 63, thereby ensuring that the bottom-hole zone is cut off. And in the case of a slight change in pressure in the pipe string 1 (when the pressure of the oil and gas gathering and / or reservoir fluctuates), the valve acts as a pressure regulator after itself, due to additional blocking or opening of the cross section of the inlet channels 58 with the shutter 64 moving down or up, respectively.

После закрытия клапана-отсекателя его открытие обеспечивается путем уравновешивания давления в колонне труб 1 и призабойной зоны скважины, то есть за счет стабилизации давления потока среды до и после отсекателя, например, путем закачки среды в колонну труб 1 с устья или уравновешивания давления до и после клапана через каналы 77 затвора 64 (см. фиг. 23) при закрытом устье скважины. После этой операции скважина запускается вновь в эксплуатацию. After closing the shut-off valve, its opening is achieved by balancing the pressure in the pipe string 1 and the bottomhole zone of the well, that is, by stabilizing the pressure of the medium flow before and after the shut-off valve, for example, by pumping the medium into the pipe string 1 from the mouth or balancing the pressure before and after valve through the channels 77 of the shutter 64 (see Fig. 23) with a closed wellhead. After this operation, the well starts up again.

Установка приемлема как для непрерывной, так и для периодической газлифтной эксплуатации, в частности, с целью поддержания забойного давления скважины. Для этого клапан (фиг. 22) в качестве регулятора давления до себя устанавливается в скважинную камеру 3 (см. фиг. 3). В случае изменения забойного давления затвор 64 дополнительно перемещается вверх или вниз и соответственно изменяется пропускное сечение каналов 58, тем самым увеличивается или уменьшается расход среды через клапаны 5 и/или 28 (см. фиг. 8, 13). При этом также возможно полное перекрытие сечения пропускных каналов 58 в случае уменьшения забойного давления до допустимого минимального значения, например, при закачке большого количества рабочего газа в колонну труб 1 через газлифтный клапан 34 как в непрерывном, так и в периодическом газлифте. The installation is acceptable for both continuous and periodic gas-lift operation, in particular, in order to maintain bottomhole pressure of the well. For this, the valve (Fig. 22), as a pressure regulator, is installed in the borehole chamber 3 (see Fig. 3). In the event of a change in the bottomhole pressure, the shutter 64 additionally moves up or down and the passage section of the channels 58 changes accordingly, thereby increasing or decreasing the flow rate of the medium through the valves 5 and / or 28 (see Figs. 8, 13). In this case, it is also possible to completely overlap the cross section of the passage channels 58 if the bottomhole pressure decreases to an acceptable minimum value, for example, when a large amount of working gas is injected into the pipe string 1 through a gas lift valve 34 in both continuous and periodic gas lift.

Установка (фиг. 9, 10, 11, 14 и 15) при насосной эксплуатации работает следующим образом. Installation (Fig. 9, 10, 11, 14 and 15) during pump operation is as follows.

В процессе эксплуатации насосной скважины клапаны 5 и/или 28 находятся в открытом состоянии, поскольку динамическое давление жидкости, действующее снаружи на сильфон 61, меньше, чем давление зарядки сильфона 61 изнутри (см. фиг. 16, 17 и 18). Пластовая жидкость поступает в колонну труб 1 через клапаны 5 и/или 28, а затем с помощью насоса 40 или 41 извлекается на устье скважины. В случае остановки насоса 40 или 41 на ремонт, уровень жидкости в затрубном пространстве скважины растет до расчетного значения, при этом сильфон 61 со штоком 62 под внешним давлением перемещается вверх и обеспечивается закрытие сечения седла 63 с подъемом затвора 64. Последний перемещается вверх от потока пластовой жидкости и/или за счет усилия пружины, находящейся под ним. После закрытия клапана-отсекателя можно произвести подземный ремонт без глушения скважины. During operation of the pumping well, the valves 5 and / or 28 are in the open state, since the dynamic pressure of the fluid acting externally on the bellows 61 is less than the charging pressure of the bellows 61 from the inside (see FIGS. 16, 17 and 18). The formation fluid enters the pipe string 1 through valves 5 and / or 28, and then is extracted by the pump 40 or 41 at the wellhead. If the pump 40 or 41 stops for repair, the fluid level in the annulus of the well rises to the calculated value, while the bellows 61 with the stem 62 moves upward under external pressure and the section of the seat 63 is closed with the shutter 64 rising. The latter moves up from the reservoir flow fluid and / or due to the force of the spring underneath. After closing the shutoff valve, underground repairs can be made without killing the well.

При повторном спуске и запуске насоса 40 или 41 уровень в затрубном пространстве снижается и достигает оптимального значения, при котором происходит открытие клапанов 5 и/или 28 с перемещением вниз сильфона 61 со штоком 62, который в свою очередь толкает затвор 64 от седла 63. После чего пластовая жидкость поступает через пропускные каналы 57 и 58 в колонну труб 1. When you restart and start the pump 40 or 41, the level in the annulus decreases and reaches the optimum value at which the valves 5 and / or 28 open with the bellows 61 moving downward with the stem 62, which in turn pushes the valve 64 from the seat 63. After whereby the formation fluid enters through the passage channels 57 and 58 into the pipe string 1.

В статическом состоянии насосной скважины регулятор и отсекатель 5 и/или 28 может выполнять функцию обратного клапана (свободный затвор в виде шара 64 находится в гнезде 65) и позволяет осуществлять опрессовку колонны труб, а также исключает возможность поглощения пластом раствора в случае необходимости глушения скважины. In the static state of the pumping well, the regulator and shut-off device 5 and / or 28 can perform the function of a check valve (a free shutter in the form of a ball 64 is located in socket 65) and allows for pressure testing of the pipe string and also eliminates the possibility of the formation absorbing the solution if it is necessary to kill the well.

Клапан - регулятор и отсекатель 5 и/или 28 может быть заменен на обратный клапан (фиг.19, 20) с целью исключения поглощения пластом раствора. В этом случае сохраняются приточные характеристики пласта, что может являться важным фактором после глушения и подземного ремонта скважины. Также клапан 5 в камере 3 может быть заменен на глухую пробку (фиг. 21), но при этом наконечник 7 выполняется в виде обратного клапана (фиг. 7, 14) для исключения поглощения пластом раствора. Кроме того, с целью увеличения пропускного сечения одновременно в установке отсекатель 5 может быть заменен на обратный клапан (фиг. 19, 20) и наконечник 7 выполнен также в виде обратного клапана (фиг. 7). The valve-regulator and shut-off device 5 and / or 28 can be replaced by a check valve (Fig. 19, 20) in order to prevent the formation from absorbing the solution. In this case, the inflow characteristics of the reservoir are preserved, which may be an important factor after killing and underground well repair. Also, the valve 5 in the chamber 3 can be replaced by a blank plug (Fig. 21), but the tip 7 is made in the form of a check valve (Fig. 7, 14) to prevent the formation from absorbing the solution. In addition, in order to increase the throughput section at the same time in the installation, the cut-off device 5 can be replaced by a check valve (Fig. 19, 20) and the tip 7 is also made in the form of a check valve (Fig. 7).

Если скважина оснащена вставным насосом 40 (фиг. 9), то в камере 29 может находиться глухая пробка или циркуляционный клапан, или регулятор расхода жидкости, или же камера 29 может быть без клапана. В данном случае полость трубы 1 под насосом 40 гидравлически сообщается с затрубным пространством для отбивания динамического уровня жидкости. If the well is equipped with a plug-in pump 40 (Fig. 9), then in the chamber 29 there may be a blank plug or a circulation valve, or a fluid flow regulator, or the chamber 29 may be without a valve. In this case, the cavity of the pipe 1 under the pump 40 is hydraulically connected with the annulus to beat off the dynamic level of the liquid.

Если скважина оснащена насосом 40 для внутрискважинной закачки (фиг. 9 ), то над насосом 40 устанавливается дополнительная скважинная камера 29 для перетока жидкости. При этом жидкость отбирается насосом 40, например, из нижнего пласта и закачивается в верхний пласт через камеру 29 или, наоборот, отбирается из верхнего пласта и закачивается в нижний пласт, не допуская гидроразрыва, отсекая его при повышении соответствующего забойного давления. If the well is equipped with a pump 40 for downhole injection (Fig. 9), then an additional borehole chamber 29 for fluid flow is installed above the pump 40. In this case, the liquid is taken by the pump 40, for example, from the lower layer and pumped into the upper layer through the chamber 29 or, on the contrary, is taken from the upper layer and pumped into the lower layer, preventing fracturing, cutting it off with an increase in the corresponding bottomhole pressure.

При насосной эксплуатации (см. фиг. 11) колонна труб 1 может быть оснащена стабилизатором 44, регулятором 46 и/или греющим устройством 47. During pump operation (see Fig. 11), the pipe string 1 can be equipped with a stabilizer 44, a regulator 46 and / or a heating device 47.

Стабилизатор 44 в виде клапана - регулятора и отсекателя (см. фиг. 16, 17, 18), с одной стороны, при запуске скважины исключает возможность срыва подачи жидкости насосом 41, а, с другой стороны, при одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов (см. фиг. 15) позволяет обеспечить закрытие верхнего 5 или нижнего 28 отсекателя, с целью определения характеристик (параметров пласта, в частности его обводненности и дебита) одного пласта при изолировании работы другого пласта. The stabilizer 44 in the form of a valve - regulator and shutoff device (see Fig. 16, 17, 18), on the one hand, when starting a well, eliminates the possibility of disruption of fluid supply by the pump 41, and, on the other hand, during simultaneous and separate operation of two layers ( see Fig. 15) allows you to close the upper 5 or lower 28 cutter, in order to determine the characteristics (parameters of the reservoir, in particular its water cut and flow rate) of one layer while isolating the work of another layer.

При снижении динамического уровня жидкости в затрубном пространстве ниже допустимого значения сильфон 61 со штоком 62 стабилизатора 44 (фиг. 16, 17, 18) перемещается вниз и передвигает затвор 65 от седла 63. В результате чего из колонны труб 1 часть жидкости перетекает в затрубное пространство через каналы 57, 58, тем самым восстанавливается динамический уровень жидкости. С ростом динамического уровня жидкости давление, действующее на сильфон 61 через каналы 58, поднимает шток 62 вверх и тем самым обеспечивает посадку затвора 64 в седле 63. When the dynamic fluid level in the annulus decreases below the permissible value, the bellows 61 with the rod 62 of the stabilizer 44 (Fig. 16, 17, 18) moves down and moves the shutter 65 from the seat 63. As a result, from the pipe string 1, a part of the fluid flows into the annulus through channels 57, 58, thereby restoring the dynamic level of the liquid. As the dynamic level of the liquid increases, the pressure acting on the bellows 61 through the channels 58 raises the stem 62 upward and thereby ensures that the valve 64 fits in the seat 63.

Для закрытия одного отсекателя при эксплуатации двух пластов извлекают с помощью канатной техники стабилизатор 44 из камеры 43, меняют его давление зарядки на стенде, а затем снова спускают в камеру 43. При этом после запуска насоса 41 изменяется значение динамического уровня жидкости по сравнению с первоначальным, при котором происходит закрытие одного клапана отсекателя при открытии другого. Для обеспечения открытия двух отсекателей 5 и 28 для соответствующих пластов меняют стабилизатор 44 на глухую пробку или заряжают его сильфон на меньшее давление, тем самым изменяется значение динамического уровня жидкости. To close one cutter during operation of two layers, the stabilizer 44 is removed from the chamber 43 using cable technology, its charging pressure on the bench is changed, and then it is lowered back into the chamber 43. In this case, after starting the pump 41, the value of the dynamic liquid level changes compared to the initial one, at which one shutter valve closes when another is opened. To ensure the opening of two cutoffs 5 and 28 for the respective layers, the stabilizer 44 is replaced with a blank plug or its bellows is charged at a lower pressure, thereby changing the value of the dynamic liquid level.

Регулятор давления попутного газа (см. фиг. 11, 24) в установке позволяет перепускать попутный газ (накапливающийся в затрубном пространстве в ходе эксплуатации скважины) в колонну труб 1. Причем в зависимости от давления зарядки сильфона 61 имеется возможность поддерживать оптимальное затрубное давление. Причем от его величины зависит динамический уровень жидкости в затрубном пространстве при постоянном забойном давлении. Например, если ствол скважины проходит через зону вечной мерзлоты, то необходимо поддерживать динамический уровень ниже его глубины путем оптимального выбора давления зарядки регулятора газа 46. Это значительно уменьшает потерю температуры жидкости в колонне труб 1 и снижает вероятность образования гидрата в зоне вечной мерзлоты, поскольку теплопроводность газа значительно ниже теплопроводности жидкости. Регулятор 46 также при высоких газовых факторах предупреждает процесс фонтанирования по затрубному пространству в процессе эксплуатации насосом, особенно в момент его остановки, и, как следствие, значительно уменьшает износ эксплуатационной колонны. В установке для предупреждения образования АСПО и гидратов также используется греющее устройство, в частности кабель, спущенный или закрепленный снаружи колонны труб 1, температура нагрева которого регулируется с устья скважины посредством станции управления. Associated gas pressure regulator (see Figs. 11, 24) in the installation allows passing associated gas (accumulated in the annulus during the operation of the well) into the pipe string 1. Moreover, depending on the charging pressure of the bellows 61, it is possible to maintain optimal annular pressure. Moreover, the dynamic fluid level in the annulus at a constant bottomhole pressure depends on its value. For example, if the wellbore passes through the permafrost zone, it is necessary to maintain a dynamic level below its depth by optimally choosing the charging pressure of the gas regulator 46. This significantly reduces the loss of fluid temperature in the pipe string 1 and reduces the likelihood of hydrate formation in the permafrost zone, since thermal conductivity gas is much lower than the thermal conductivity of the liquid. The regulator 46 also at high gas factors prevents the process of gushing through the annulus during operation of the pump, especially at the time of its stop, and, as a result, significantly reduces wear of the production string. In the installation to prevent the formation of paraffin and hydrates, a heating device is also used, in particular a cable, deflated or secured outside the pipe string 1, the heating temperature of which is controlled from the wellhead by a control station.

Установка, приведенная на фиг. 11, также позволяет регулировать оптимальный диапазон динамического уровня жидкости при запуске и эксплуатации насосной скважины. В частности, стабилизатор с заданным давлением открытия исключает снижение динамического уровня жидкости ниже, чем допустимое значение, при этом пропуская через себя часть жидкости из колонны труб 1 в затрубное пространство, а клапан 5 и/или 28 с заданным давлением закрытия, наоборот, перекрывает свои пропускные каналы при повышении динамического уровня жидкости выше, чем допустимое значение, и исключает поступление жидкости в скважину из пласта. The installation shown in FIG. 11 also allows you to adjust the optimal range of dynamic fluid level during startup and operation of the pumping well. In particular, a stabilizer with a predetermined opening pressure eliminates a decrease in the dynamic fluid level lower than the permissible value, while passing a part of the liquid through itself from the pipe string 1 into the annulus, and valve 5 and / or 28 with a predetermined closing pressure, on the contrary, closes its throughput channels when increasing the dynamic level of the fluid is higher than the permissible value, and excludes the flow of fluid into the well from the reservoir.

После откачки части жидкости насосом 41 открывается клапан 5 и/или 28 и продолжается поступление жидкости из пласта в скважину. При этом исключается поступление пластовой жидкости на глубине зоны вечной мерзлоты (если существует) по затрубному пространству и предупреждается гидратообразование. After pumping out part of the fluid by pump 41, valve 5 and / or 28 opens and fluid continues to flow from the formation into the well. This eliminates the flow of formation fluid at a depth of the permafrost zone (if any) through the annulus and hydrate formation is prevented.

Изменение динамического уровня жидкости в основном происходит из-за дисбаланса между производительностями насоса и пласта, в частности, его снижение происходит в основном при запуске скважины в невосстановленном режиме пласта, а также происходит в процессе эксплуатации скважины, если характеристики насоса 41 выбраны неправильно, из-за чего подача насоса составляет больше, чем отбор жидкости из пласта. The change in the dynamic fluid level mainly occurs due to the imbalance between the pump and reservoir productivity, in particular, its decrease occurs mainly when the well is launched in the unrestored reservoir mode, and also occurs during the operation of the well if the characteristics of pump 41 are chosen incorrectly, due to for which the supply of the pump is more than the selection of fluid from the reservoir.

Превышение верхнего допустимого значения динамического уровня жидкости в процессе эксплуатации скважины может произойти из-за неправильного выбора типоразмера насоса 41, в частности, если теоретическая производительность насоса составляет меньше, чем отбор жидкости из пласта. Это может произойти также при остановке работы насоса с целью проведения подземного ремонта без глушения скважины. Exceeding the upper permissible value of the dynamic fluid level during the operation of the well may occur due to improper selection of the pump size 41, in particular, if the theoretical pump capacity is less than the selection of fluid from the reservoir. This can also happen when the pump is stopped to carry out underground repairs without killing the well.

Claims (13)

1. Скважинная установка для регулирования и отсекания потока среды, включающая спущенную в скважину колонну труб, оснащенную по крайней мере одним пакером и съемным клапаном - регулятором и отсекателем, выполненным в виде корпуса с входными и выходными отверстиями, внутри которого размещены сильфон, шток, затвор и седло, отличающаяся тем, что она снабжена под пакером по меньшей мере одной скважинной камерой с пропускными входными и выходными отверстиями, в которую установлен съемный клапан - регулятор и отсекатель, при этом ниже нее размещен хвостовик из насосно-компрессорных труб с наконечником, выполненным в виде заглушки или ниппеля со срезной пробкой, или со съемной глухой пробкой, или клапаном. 1. A downhole installation for regulating and cutting off the medium flow, including a pipe string lowered into the well, equipped with at least one packer and a removable valve - a regulator and a shut-off valve, made in the form of a housing with inlet and outlet openings, inside of which there is a bellows, rod, shutter and a saddle, characterized in that it is provided under the packer with at least one downhole camera with throughput inlet and outlet openings, in which a removable valve is installed - a regulator and a cutter, while below it is placed n shank of tubing with a tip formed as a stub or pin with a shear tube, or hollow with a removable plug or valve. 2. Скважинная установка по п. 1, отличающаяся тем, что затвор в корпусе выполнен в виде поршня без или с уравнительным отверстием, жестко связанный со штоком и установленный сверху в седле, и имеющий наружный диаметр, равный эффективному диаметру сильфона для его уравновешивания, при этом площадь сечения входных отверстий на корпусе для сужения потока среды выполнена меньше, чем площадь сечения седла, а последняя - меньше площади сечения выходных отверстий на корпусе. 2. The downhole installation according to claim 1, characterized in that the shutter in the housing is made in the form of a piston without or with an equalizing hole, rigidly connected to the rod and mounted on top of the saddle, and having an outer diameter equal to the effective diameter of the bellows to balance it, this cross-sectional area of the inlet openings on the housing to narrow the flow of medium is made smaller than the cross-sectional area of the saddle, and the latter is smaller than the cross-sectional area of the outlet openings on the housing. 3. Скважинная установка по п. 1, отличающаяся тем, что затвор в корпусе выполнен в виде шара или конуса и размещен под седлом свободно или подпружинен, нижний конец штока свободно размещен в седле и образует с им кольцевое пропускное сужающее сечение. 3. The downhole installation according to claim 1, characterized in that the shutter in the housing is made in the form of a ball or cone and is freely or spring loaded under the seat, the lower end of the stem is freely placed in the seat and forms an annular narrowing cross-section with it. 4. Скважинная установка по одному из пп. 1-3, отличающаяся тем, что она снабжена над пакером разъединителем колонны труб, и/или ниппелем для съемного опрессовочного клапана, и/или телескопическим соединением. 4. Downhole installation according to one of paragraphs. 1-3, characterized in that it is provided above the packer with a pipe string disconnector, and / or a nipple for a removable crimping valve, and / or a telescopic connection. 5. Скважинная установка по одному из пп. 1, 2 и 4, отличающаяся тем, что колонна труб над пакером оснащена по меньшей мере одной скважинной камерой, в которую установлена съемная глухая пробка, или газлифтный клапан, или циркуляционный клапан. 5. Downhole installation according to one of paragraphs. 1, 2 and 4, characterized in that the pipe string above the packer is equipped with at least one borehole chamber in which a removable blind plug, or a gas lift valve, or a circulation valve is installed. 6. Скважинная установка по одному из пп. 1, 3 и 4, отличающаяся тем, что колонна труб выше пакера оснащена насосом. 6. Downhole installation according to one of paragraphs. 1, 3 and 4, characterized in that the pipe string above the packer is equipped with a pump. 7. Скважинная установка по п. 6, отличающаяся тем, что насос выполнен в виде вставного насоса. 7. The downhole installation according to claim 6, characterized in that the pump is designed as a plug-in pump. 8. Скважинная установка по одному из пп. 1, 3 и 6, отличающаяся тем, что колонна труб выше насоса оснащена ниппелем для съемного опрессовочного клапана, и/или скважинной камерой со съемным стабилизатором уровня жидкости, и/или скважинной камерой со съемным регулятором давления или расхода газа в затрубе. 8. Downhole installation according to one of paragraphs. 1, 3 and 6, characterized in that the pipe string above the pump is equipped with a nipple for a removable crimping valve, and / or a borehole chamber with a removable fluid level stabilizer, and / or a borehole chamber with a removable regulator of pressure or gas flow in the annulus. 9. Скважинная установка по п. 8, отличающаяся тем, что стабилизатор уровня жидкости выполнен идентично клапану-регулятору и отсекателю потока среды. 9. The downhole installation according to claim 8, characterized in that the liquid level stabilizer is identical to the control valve and the medium flow shutoff. 10. Скважинная установка по п. 8, отличающаяся тем, что регулятор давления газа выполнен в виде клапана-регулятора и отсекателя потока среды, но при этом затвор в виде шара размещен над седлом и имеет контактный диаметр меньше, чем эффективный диаметр сильфона, причем в корпусе под седлом затвора размещен штуцер для сужения потока газа при течении из затрубного пространства в колонну труб. 10. The downhole installation according to claim 8, characterized in that the gas pressure regulator is made in the form of a valve regulator and a medium flow shutoff, but the valve in the form of a ball is placed above the saddle and has a contact diameter smaller than the effective diameter of the bellows, and a fitting is located under the valve seat to narrow the gas flow during flow from the annulus to the pipe string. 11. Скважинная установка по одному из пп. 1-10, отличающаяся тем, что колонна труб снабжена греющим устройством, достигающим глубины ниже зоны вечной мерзлоты. 11. Downhole installation according to one of paragraphs. 1-10, characterized in that the pipe string is equipped with a heating device reaching a depth below the permafrost zone. 12. Скважинная установка по одному из пп. 1-11, отличающаяся тем, что установка оснащена дополнительной колонной труб, при этом выше пакера основная колонна труб имеет больший диаметр и в нее спущена дополнительная колонна труб. 12. Downhole installation according to one of paragraphs. 1-11, characterized in that the installation is equipped with an additional pipe string, while above the packer the main pipe string has a larger diameter and an additional pipe string is lowered into it. 13. Скважинная установка по п. 12, отличающаяся тем, что дополнительная колонна труб снабжена скважинными камерами и/или ниппелями для установки в них газлифтных клапанов и/или глухих пробок. 13. The downhole installation according to claim 12, characterized in that the additional pipe string is provided with downhole chambers and / or nipples for installing gas lift valves and / or blind plugs in them.

Images