RU2291949C2 - Device for cutting off and controlling flow in a well with one or several formations - Google Patents
Device for cutting off and controlling flow in a well with one or several formations Download PDFInfo
- Publication number
- RU2291949C2 RU2291949C2 RU2005102877/03A RU2005102877A RU2291949C2 RU 2291949 C2 RU2291949 C2 RU 2291949C2 RU 2005102877/03 A RU2005102877/03 A RU 2005102877/03A RU 2005102877 A RU2005102877 A RU 2005102877A RU 2291949 C2 RU2291949 C2 RU 2291949C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- piston
- valve
- housing
- installation according
- pressure
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Fluid-Driven Valves (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к технике и технологии добычи углеводородов (нефти, газа, газоконденсата и пр.) и может быть использовано при эксплуатации и исследовании насосной, или фонтанной, или газлифтной, или нагнетательной скважины как с одним пластом, так и с несколькими пластами, в частности: при одновременно-раздельной, или поочередной, или периодической добыче флюида или закачке рабочей среды; при проведении подземного ремонта без глушения скважины для отсекания пласта (пластов) от ее ствола, а при глушении скважины - для исключения поглощения раствора пластом (пластами); при запуске и эксплуатации скважины для дискретного изменения дебита флюида или расхода рабочей среды; при глушении, промывке, закачке ингибитора или изменении динамического уровня для обеспечения циркуляции между полостью колонны труб и затрубьем скважины.The invention relates to techniques and technology for the production of hydrocarbons (oil, gas, gas condensate, etc.) and can be used in the operation and study of a pump, or fountain, or gas lift, or injection well, both with one reservoir and with several reservoirs, in particular : at simultaneous-separate, or alternate, or periodic production of fluid or injection of a working medium; when carrying out underground repairs without killing the well to cut off the formation (s) from its trunk, and when killing the well - to prevent absorption of the solution by the formation (s); when starting and operating a well for discrete changes in fluid flow rate or flow rate; when killing, flushing, injecting the inhibitor or changing the dynamic level to ensure circulation between the cavity of the pipe string and the annulus of the well.
Известен в качестве аналога отсекатель (а.с. №1781416, Е 21 В 34/06, бюллетень №46 от 15.12.92 г.), включающий установленный в центральный ниппель корпус с верхними и нижними пропускными каналами, наружными уплотнительными элементами и замком, внутри корпуса размещен регулирующий орган в виде камеры сильфона со штоком, жестко связанный с затвором под седлом, причем камера сильфона имеет узел зарядки ее сжатым газом для тарировки отсекателя на давление срабатывания. Недостатком аналога является то, что он во всех случаях устанавливается только по центру, из-за чего возникает вероятность его выброса при высоких перепадах давлений или забивания мехпримесями при осложненных условиях эксплуатации скважины. При поглощении пласта или забивании песком затрудняется извлечение отсекателя из центрального ниппеля с помощью канатной техники. Одним из главных недостатков известного решения также является то, что оно не приемлемо для одновременно-раздельной, или поочередной, или периодической эксплуатации одного или нескольких добывающих или нагнетательных пластов одной скважины, поскольку отсекатель устанавливается по центру колонны труб.Known as an analogue cutter (AS No. 1781416, E 21
Известна в качестве прототипа установка с регулятором-отсекателем (патент РФ №2229586, Е 21 В 34/06, бюллетень №15 от 27.05.04 г.), включающая спущенную в скважину насосную, или фонтанную, или газлифтную, или нагнетательную компоновку и установленные в одной или нескольких скважинных камерах или посадочных ниппелях съемные клапаны-отсекатели в виде корпуса, имеющего пропускные каналы, замок в виде фиксатора и наружные уплотнители, внутри корпуса размещен регулирующий орган, связанный со штоком запорного элемента в виде "затвор-седло". Недостатком прототипа является то, что функционирование каждого съемного клапана отсекателя происходит не от избыточного давления, а, наоборот, от естественного внутреннего (пластового или забойного давления, или динамического или статического уровня жидкости) давления скважины, из-за чего его устойчивое положение "открытие" и "закрытие" не обеспечивается, вследствие чего снижается эффективность и надежность работы установки в скважине, в том числе при одновременно-раздельной (ОРЭ) или поочередной (ПЭ) эксплуатации, или периодическом (ПИ) исследовании нескольких пластов одной скважиной.Known as a prototype is an installation with a shut-off regulator (RF patent No. 2229586,
Целью изобретения является повышение эффективности и надежности установки при проведении технологических операций в скважине или исследований и эксплуатации как одного, так и нескольких пластов одной насосной, фонтанной, газлифтной или нагнетательной скважиной за счет срабатывания съемного клапана в виде отсекателя и/или регулятора, путем нажатия и отжатия его регулирующего органа за счет увеличения (с помощью передвижного агрегата или силовых насосов, или погружного насоса при закрытой задвижке на устье) и затем уменьшения устьевого затрубного или трубного давления.The aim of the invention is to increase the efficiency and reliability of the installation during technological operations in the well or research and operation of one or several layers of the same pumping, flowing, gas-lift or injection wells by actuating a removable valve in the form of a cut-off and / or regulator by pressing and depressing its regulatory body by increasing (with the help of a mobile unit or power pumps, or a submersible pump with a closed valve on the mouth) and then decreasing the wellhead annulus or tubing pressure.
Эффективность от применения установки для скважины, эксплуатируемой насосом (например, УЭЦН, УШГН и пр.), достигается за счет: управления с поверхности скважины устойчивым положением "открытие" и "закрытие" каждого съемного клапана в виде отсекателя и/или регулятора при исследовании и эксплуатации как одного, так и нескольких пластов скважины; целенаправленного отсекания пласта или пластов от полости колонны труб при подземном ремонте без глушения скважины; исключения отрицательно-техногенного поглощения солевого раствора пластом или пластами скважины, то есть сохранения фильтрационных приточных характеристик пласта или пластов и сокращения времени вывода скважины на технологический режим при глушении скважины; запуска, эксплуатации, исследования и определения параметров и индикаторных кривых разобщенных пластов скважины; дискретного изменения забойного давления или динамического уровня и, соответственно, дебита скважины; изменения динамического уровня жидкости путем перепуска части добываемой жидкости из полости колонны труб в затрубное пространство скважины; исключения срыва подачи жидкости насосом при эксплуатации основного продуктивного пласта путем приобщения к эксплуатации вспомогательного разобщенного пласта, а именно при рассогласовании работы "насос-пласт".The efficiency from the use of the installation for a well operated by a pump (for example, ESP, USGGN, etc.) is achieved by: controlling from the surface of the well a stable position of "opening" and "closing" of each removable valve in the form of a shut-off and / or regulator during the study and the operation of one or several layers of the well; targeted cutting off of the formation or formations from the cavity of the pipe string during underground repair without killing the well; elimination of negative technogenic absorption of the brine by the formation or formations of the well, that is, maintaining the filtration inlet characteristics of the formation or formations and reducing the time for putting the well into production mode when shutting off the well; launch, operation, research and determination of parameters and indicator curves of disparate well strata; discrete changes in bottomhole pressure or dynamic level and, accordingly, well flow rate; changes in the dynamic fluid level by transferring part of the produced fluid from the cavity of the pipe string to the annulus of the well; elimination of interruption of the fluid supply by the pump during the operation of the main reservoir by introducing the auxiliary disconnected reservoir into operation, namely, when the pump-reservoir operation is mismatched.
Эффективность от применения установки для газлифтной (непрерывной, периодической, внутрискважинной) и фонтанной (нефтяной, газовой, газоконденсатной) скважины достигается за счет: управления с поверхности скважины устойчивым положением "открытие" и "закрытие" каждого съемного клапана в виде отсекателя при исследовании и эксплуатации как одного, так и нескольких пластов скважины; осуществления подземного ремонта без глушения скважины, разъединения колонны труб от пакера или пакеров для извлечения ее из скважины; исключения отрицательно-техногенного поглощения раствора пластом или пластами скважины; запуска, эксплуатации, исследования и определения параметров и характеристических или индикаторных кривых разобщенных пластов скважины как при одновременной, так и при отдельной работе каждого из пластов; недопущения снижения забойного давления на глубине пласта или пластов ниже допустимого минимального его значения (например, давление насыщения газа в нефти) в процессе запуска и эксплуатации скважины; регулирования значения или диапазона изменения дебита или забойного давления в работе скважины; возможности проведения канатных операций и глубинного исследования по всей длине колонны труб.The effectiveness of the installation for a gas lift (continuous, periodic, downhole) and fountain (oil, gas, gas condensate) wells is achieved by: controlling the open and close position of each removable valve in the form of a shutoff valve from the surface of the well during research and operation both one and several layers of the well; underground repairs without killing the well, disconnecting the pipe string from the packer or packers to remove it from the well; exclusion of negative technogenic absorption of the solution by the formation or layers of the well; start-up, operation, research and determination of parameters and characteristic or indicator curves of disconnected well strata both during simultaneous and separate operation of each of the strata; preventing a decrease in bottomhole pressure at the depth of the formation or formations below its permissible minimum value (for example, the saturation pressure of gas in oil) during the launch and operation of the well; regulation of the value or range of changes in flow rate or bottomhole pressure in the well; the possibility of rope operations and in-depth studies along the entire length of the pipe string.
Эффективность от применения установки для нагнетательных скважин достигается за счет: одновременной или поочередной закачки среды в несколько разобщенных пластов одной скважины с регулированием проектного расхода (давления) для каждого из них; обеспечения закачки среды в нагнетательный пласт с отсеканием при этом другого временно добывающего пласта одной нагнетательной скважины или, наоборот, с временной добычей флюида из одного пласта при отсекании другого нагнетательного пласта; обеспечения проектной добычи среды из одного пласта и закачки ее в другой пласт одной скважины.Efficiency from the use of the installation for injection wells is achieved due to: simultaneous or sequential pumping of the medium into several separated layers of one well with regulation of the design flow (pressure) for each of them; ensuring the medium is pumped into the injection reservoir with cutting off another temporarily producing formation of one injection well or, conversely, temporarily extracting fluid from one formation while cutting off another injection formation; ensuring the design production of the medium from one layer and pumping it into another layer of one well.
Эффективность от применения установки при исследовании скважины с одним или несколькими пластами достигается за счет: целенаправленного закрытия одного или нескольких из съемных клапанов в виде отсекателя или поочередного отсекания одного или нескольких из пластов скважины от полости колонны труб (ствола скважины) в процессе исследования характеристических, индикаторных или приточных характеристик открытого пласта фонтанной, газлифтной или насосной скважины, путем создания импульса давления на один или нескольких клапанов отсекателей на глубине пласта или пластов, увеличивая (например, с помощью передвижного агрегата или силовых насосов, или погружного насоса при закрытой задвижке на устье и т.д.), а затем уменьшая устьевое трубное или затрубное давление.The effectiveness of the installation in the study of a well with one or more layers is achieved by: purposefully closing one or more of the removable valves in the form of a shut-off device or sequentially cutting off one or more of the layers of the well from the cavity of the pipe string (well bore) during the study of characteristic, indicator or supply characteristics of an open reservoir of a fountain, gas lift or pump well, by creating a pressure pulse on one or more valves leu at the depth of the formation or formations, increasing (e.g., via a mobile unit or power pumps or submersible pump with a closed valve of the mouth, etc.) and then reducing the wellhead pressure tubular or annular.
Цель изобретения достигается тем, что для функционирования съемного клапана как отсекателя и регулятора путем нажатия и отжатая его регулирующего органа за счет увеличения и затем уменьшения устьевого затрубного или трубного давления корпус оснащен свободным или подпружиненным обратным клапаном, регулирующий орган съемного клапана выполнен в виде поршня с фиксатором, при этом, по меньшей мере, шток, или затвор, или поршень, или фиксатор подпружинен упругим элементом относительно корпуса, причем поршень с фиксатором расположены внутри корпуса с возможностью при каждом увеличении устьевого затрубного или трубного давления поджатия упругого элемента и перемещения в одну сторону штока и затвора, выхода при этом фиксатора из одного устойчивого положения сцепления с корпусом, а при каждом уменьшении устьевого затрубного или трубного давления, наоборот, частичного или полного перемещения штока и затвора в обратную сторону под усилием упругого элемента и сцепления при этом фиксатора в другом устойчивом положении с корпусом. Внутри корпуса может быть установлена неподвижная втулка с чередующимися между собой по окружности продольными пазами, соединенными между собой через направляющие угловые поверхности, и в ней размещен поршень с переменным диаметром и фиксатор с хвостовиком, расположенные свободно или подпружинены между собой, причем поршень и фиксатор выполнены с многогранными углами по окружности и одним или несколькими наружными продольными выступами, при работе съемного клапана поршень в неподвижной втулке корпуса имеет возможность ограниченного свободного хода, а фиксатор с хвостовиком, размещенным в поршне, имеет несколько устойчивых положений в продольных пазах неподвижной втулки корпуса для фиксации разных положений затвора запорного элемента, при этом поршень и фиксатор расположены между собой с возможностью кольцевого шагового вращения фиксатора относительно оси и перехода его из одного устойчивого положения в другое при каждом перемещении "вниз-верх" или "верх-вниз" поршня. Для обеспечения двух устойчивых положений "открытие" и "закрытие" съемного клапана неподвижная втулка может быть выполнена с чередующимися между собой по окружности длинным и коротким продольными пазами, при этом поршень и фиксатор с наружными продольными выступами размещены в неподвижной втулке корпуса с возможностью, при увеличении устьевого давления, перемещения поршня в одну сторону в длинных продольных пазах неподвижной втулки корпуса и, соответственно, перемещения фиксатора вперед и выхода его наружных продольных выступов из контакта с продольными пазами, и осевого вращения фиксатора относительно поршня до упора их многогранных углов между собой под усилием упругого элемента в виде спиральной пружины, а при каждом уменьшении устьевого давления перемещения в обратную сторону поршня в длинных продольных пазах неподвижной втулки корпуса под усилием спиральной пружины и, соответственно, перемещения назад фиксатора с вращением по направляющему углу между двумя продольными пазами и захода его наружных продольных выступов в другие короткие или длинные пазы неподвижной втулки. Неподвижная втулка также может быть выполнена с чередующимися между собой по окружности несколькими либо длинными и короткими, либо длинными и коротким или короткими и длинным направляющими продольными пазами.The purpose of the invention is achieved in that for the functioning of the removable valve as a shut-off and regulator by pressing and depressing its regulatory body by increasing and then decreasing the wellhead annular or pipe pressure, the housing is equipped with a free or spring-loaded check valve, the regulating body of the removable valve is made in the form of a piston with a lock at the same time, at least the rod, or the shutter, or the piston, or the retainer is spring-loaded with an elastic element relative to the housing, the piston with the retainer located inside case with the possibility of each time the wellhead annular or pipe pressure increases, compressing the elastic element and moving to one side of the rod and the valve, the release of the latch from one stable position of adhesion to the body, and with each decrease in the wellhead annular or pipe pressure, on the contrary, partial or full moving the rod and the shutter in the opposite direction under the force of the elastic element and the clutch with the latch in another stable position with the body. Inside the housing, a fixed sleeve can be installed with longitudinal grooves alternating around each other circumferentially, connected to each other through angular guide surfaces, and a piston with a variable diameter and a clamp with a shank located freely or spring-loaded together, the piston and the clamp made with polyhedral angles around the circumference and one or more external longitudinal protrusions, when the removable valve is operating, the piston in the stationary sleeve of the housing has the possibility of a limited free-wheeling, and the latch with the shank placed in the piston has several stable positions in the longitudinal grooves of the stationary sleeve of the housing for fixing different positions of the shutter element shutter, while the piston and the latch are arranged with each other with the possibility of ring-wise rotation of the latch with respect to the axis and its transition from one steady position in another at each movement "down-top" or "top-down" of the piston. To ensure two stable positions, the "opening" and "closing" of the removable valve, the fixed sleeve can be made with alternating long and short longitudinal grooves, alternating between each other, while the piston and the retainer with external longitudinal protrusions are placed in the fixed sleeve of the housing with the possibility, with increasing wellhead pressure, moving the piston in one direction in the long longitudinal grooves of the stationary sleeve of the housing and, accordingly, moving the retainer forward and the output of its outer longitudinal protrusions from a groove with longitudinal grooves, and axial rotation of the retainer relative to the piston to the end of their multifaceted angles with each other under the force of the elastic element in the form of a spiral spring, and with each decrease in wellhead pressure, move in the opposite direction of the piston in the long longitudinal grooves of the stationary housing sleeve under the force of the spiral spring and , respectively, moving backward the latch with rotation along the guide angle between two longitudinal grooves and the entry of its outer longitudinal protrusions into other short or long grooves the bushing. The stationary sleeve can also be made with alternating between each other in a circle several or long and short, or long and short or short and long guide longitudinal grooves.
Для обеспечения двух устойчивых положений "открытие" и "закрытие" съемного клапана, на его корпусе может быть выполнен, по меньшей мере, один продольный сквозной фигурный паз с опорной канавкой под фиксатор, расположенной на поршне с возможностью, при каждом нажатии и отжатии поршня за счет увеличения и затем уменьшения устьевого давления, перемещения и захода или выхода при этом фиксатора из опорной канавки фигурного паза. Фиксатор поршня может быть выполнен в виде, по меньшей мере, одной ленточной пружины, имеющей наружный выступ с верхним упорным и нижним направляющим концами, причем выступ ленточной пружины расположен в фигурном пазе корпуса с возможностью, при каждом увеличении устьевого давления и, соответственно, движении поршня с ленточной пружиной из верхнего крайнего положения в нижнее до упора в корпус, перемещения вниз по фигурному пазу с изгибом ленточной пружины, а при уменьшении устьевого давления и, соответственно, обратном движении поршня из нижнего крайнего положения захода и устойчивого упора его верхнего конца в опорную канавку сверху, для исключения дальнейшего движения поршня к верхнему крайнему положению и фиксации при этом открытого положения съемного клапана, также выступ ленточной пружины расположен в опорной канавке фигурного паза с возможностью, при повторном увеличении устьевого давления и, соответственно, движении поршня вниз, упора его направляющего конца в опорную канавку снизу и утопления при этом выступа в корпус с поджимом ленточной пружины, и выхода его из контакта с фигурным пазом, а при повторном уменьшении устьевого давления и, соответственно, движении поршня к верхнему крайнему положению для закрытия съемного клапана осевого вращения и продольного перемещения выступа вверх внутри корпуса и подъема его в фигурный паз под усилием поджатой ленточной пружины.To ensure two stable positions of "opening" and "closing" of the removable valve, at least one longitudinal through curly groove with a support groove for the retainer located on the piston can be made on its body with the possibility, with each pressing and pressing the piston, to by increasing and then decreasing wellhead pressure, moving and approaching or exiting the retainer from the support groove of the figured groove. The piston retainer can be made in the form of at least one tape spring having an outer protrusion with upper stop and lower guide ends, the protrusion of the tape spring being located in the figured groove of the housing with the possibility, with each increase in wellhead pressure and, accordingly, the movement of the piston with a tape spring from the upper end position to the bottom until it stops in the housing, moving down the curly groove with a bend of the tape spring, and with a decrease in wellhead pressure and, accordingly, the reverse movement of the piston and From the lower extreme position of the approach and the stable stop of its upper end into the support groove from above, to exclude further movement of the piston to the upper extreme position and to fix the open position of the removable valve, the protrusion of the tape spring is also located in the support groove of the figured groove with the possibility of repeated increase wellhead pressure and, accordingly, the movement of the piston down, the abutment of its guide end into the support groove from below and the recession of the protrusion into the housing with the tension of the belt spring, and the exit o from contact with the figured groove, and when the wellhead pressure is reduced again and, accordingly, the piston moves to the upper extreme position to close the axial rotation removable valve and longitudinally move the protrusion upward inside the housing and lift it into the figured groove under the force of the preloaded belt spring.
Съемный клапан может быть выполнен с возможностью уравновешивания давления перед его извлечением из посадочной камеры. Для уменьшения сопротивления при вращении фиксатора шток либо свободно взаимосвязан или шарнирно соединен с фиксатором, или затвором, или поршнем, либо состоит из двух имеющих возможность вращения свободных относительно друг друга частей, при этом затвор запорного элемента без или с пружиной установлен под или над, или в седле и выполнен в виде сферы, или конуса, или стержня. Обратный клапан корпуса, для исключения поглощения пластом жидкости при увеличении устьевого давления, либо размещен ниже или выше запорного элемента, либо установлен над пропускными каналами корпуса и выполнен в виде рукава. В корпусе может быть установлен штуцер для дросселирования или сужения потока. Съемный клапан может быть оснащен элементом управления усилием упругого элемента. Элемент управления усилием упругого элемента в виде спиральной пружины выполнен в виде регулирующей гайки, установленной на штоке или в корпусе.The removable valve may be configured to balance the pressure before it is removed from the landing chamber. To reduce the resistance during rotation of the latch, the stem is either freely interconnected or pivotally connected to the latch, or the shutter, or piston, or consists of two parts that can rotate freely relative to each other, while the shutter of the locking element without or with a spring is installed under or above, or in the saddle and made in the form of a sphere, or cone, or rod. The body check valve, to prevent the formation from absorbing fluid when the wellhead pressure increases, is either placed lower or higher than the shut-off element, or mounted above the body passage channels and made in the form of a sleeve. A fitting can be installed in the housing for throttling or narrowing the flow. The removable valve may be equipped with a force control element of the elastic element. The force control element of the elastic element in the form of a spiral spring is made in the form of an adjusting nut mounted on the rod or in the housing.
Для повышения пропускного сечения съемного клапана внутри корпуса могут быть противоположно расположены дополнительные - регулирующий орган, шток, упругий элемент в виде спиральной пружины и запорный элемент в виде "затвор-седло".To increase the flow cross-section of the removable valve inside the body, additional ones can be oppositely located - a regulating body, a rod, an elastic element in the form of a spiral spring and a locking element in the form of a “shutter-seat”.
Неподвижная втулка по окружности может быть выполнена с шестью или восемью сквозными или глухими направляющими продольными пазами, а поршень и фиксатор выполнены с взаимосвязанными шести- или восьмигранными углами, причем фиксатор имеет три или четыре, а поршень - не менее двух, но не более восьми, наружных продольных выступов.The stationary sleeve around the circumference can be made with six or eight through or blind guides along the longitudinal grooves, and the piston and retainer are made with interconnected six- or octagonal angles, with the retainer having three or four, and the piston - at least two, but no more than eight, external longitudinal protrusions.
Установка включает в себя одну или несколько посадочных камер, в каждой из которых размещены один или несколько съемных клапанов. Посадочная камера с заглушенным хвостовиком, для съемного клапана, может быть спущена в скважину на колонне труб ниже штангового насоса, для перекрытия полости колонны труб, перед извлечением насоса из нее, путем создания импульса устьевого затрубного давления. Посадочная камера со съемным клапаном также может быть спущена в скважину на колонне труб выше насоса, для возможности циркуляции потока при глушении или промывке колонны труб, или закачке ингибитора, или стабилизации динамического уровня жидкости, или стравливания газа из затрубного пространства путем создания импульса устьевого трубного или затрубного давления. В посадочных камерах, спущенных в скважину на колонне труб с заглушенным концом, могут быть размещены съемные клапаны, тарированные на разные импульсы давления "открытие-закрытие", для дискретного изменения пропускного сечения установки. В посадочных камерах, спущенных в газлифтную скважину на колонне труб без или с концевым обратным клапаном, могут быть также размещены съемные клапаны в качестве рабочего и/или пусковых газлифтных клапанов, тарированные на разные импульсы давления срабатывания.The installation includes one or more landing chambers, each of which contains one or more removable valves. The landing chamber with a plugged shank, for a removable valve, can be lowered into the well on the pipe string below the sucker rod pump to block the cavity of the pipe string before removing the pump from it by creating a wellhead annular pressure impulse. The landing chamber with a removable valve can also be lowered into the borehole on the pipe string above the pump, to allow the flow to circulate when killing or washing the pipe string, or inhibitor injection, or to stabilize the dynamic level of the liquid, or to bleed gas from the annulus by creating a wellhead pipe or annular pressure. In the landing chambers, lowered into the borehole on a pipe string with a plugged end, removable valves calibrated for different pressure pulses of "open-close" can be placed to discretely change the flow cross section of the installation. In the landing chambers, lowered into the gas-lift well on the pipe string without or with an end check valve, removable valves can also be placed as working and / or starting gas-lift valves, calibrated for different pressure pulses.
Установка может быть оснащена выше пласта или между пластами скважины пакером с разъединителем колонны или без него, причем либо съемный клапан размещен в посадочной камере над или под пакером, либо один или несколько съемных клапанов размещены в одной или нескольких посадочных камерах над и/или под пакером.The installation can be equipped with a packer with or without a column disconnector above the formation or between the formation wells, moreover, either a removable valve is placed in the landing chamber above or below the packer, or one or more removable valves are located in one or more landing chambers above and / or below the packer .
Установка может быть оснащена несколькими пакерами с разъединителями колонны или без них, размещенными выше каждого из пластов скважины, при этом одна или несколько посадочных камер со съемными клапанами спущены между двумя пакерами на глубине каждого пласта для одновременно-раздельного, или поочередного, или периодического исследования и/или эксплуатации нескольких пластов одной скважиной. Пакер, расположенный выше пласта или пластов, может быть отсоединен от насосной, или фонтанной, или газлифтной компоновки. Установка между пакерами может быть оснащена разъединителем колонны, состоящим из двух герметично, но не жестко соединенных частей, или телескопическим соединением - термокомпесатором, для возможности срыва сначала верхнего, а затем нижнего из пакеров при их извлечении из скважины. Съемные клапаны могут быть тарированы и размещены в посадочных камерах на заданной глубине или на глубине пластов одной скважины с возможностью их открытия и закрытия как одновременно, так и последовательно или поочередно при создании разных импульсов устьевого затрубного или трубного давления. Колонна труб может быть оснащена съемными клапанами, тарированными и размещенными в посадочных камерах с возможностью их открытия и закрытия последовательно или поочередно при создании разных импульсов устьевого трубного давления.The installation can be equipped with several packers with or without disconnectors, located above each of the well strata, while one or more landing chambers with removable valves are lowered between two packers at the depth of each stratum for simultaneous, separate, or alternate, or periodic research and / or operation of multiple formations in one well. A packer located above the formation or formations may be disconnected from the pump or fountain or gas lift assembly. The installation between the packers can be equipped with a column disconnector, consisting of two hermetically, but not rigidly connected parts, or with a telescopic connection - a thermal mixer, in order to first tear the upper and then lower of the packers when they are removed from the well. Removable valves can be calibrated and placed in the landing chambers at a given depth or at the depth of the layers of one well with the possibility of their opening and closing both simultaneously and sequentially or alternately when creating different pulses of wellhead annular or pipe pressure. The pipe string can be equipped with removable valves calibrated and placed in the landing chambers with the possibility of opening and closing them sequentially or alternately when creating different pulses of wellhead pipe pressure.
В целом эти технические и технологические решения позволяют повышать эффективность и надежность установки при проведении технологических операций (подземном ремонте, промывке и пр.) в скважине или при исследовании и эксплуатации как одного, так и нескольких пластов одной насосной, фонтанной, газлифтной или нагнетательной скважиной.In general, these technical and technological solutions can improve the efficiency and reliability of the installation during technological operations (underground repair, flushing, etc.) in the well or during the study and operation of one or several layers of one pumping, flowing, gas-lift or injection well.
На фиг.1-27 приводится ряд вариантов съемного клапана (далее клапан) и установки, в частности, на фиг.1 - принципиальный вид клапана; на фиг.2 - исполнение клапана с подпружиненным штоком и регулирующим органом в виде поршня и фиксатора с многогранными углами; на фиг.3 - клапан с подпружиненным фиксатором; на фиг.4 - то же самое, только с обратным клапаном в виде рукава; на фиг.5 - клапан с затвором в виде поршня; на фиг.6 - клапан с подпружиненным затвором; на фиг.7 - клапан с затвором в виде конуса; на фиг.8 - клапан с перевернутым внутренним органом и запорным элементом; на фиг.9 - клапан с двумя противоположными внутренними органами и запорными элементами; на фиг.10 - клапан с фиксатором, расположенным в фигурном пазе корпуса; на фиг.11 - рабочее положение клапана по фиг.2 при увеличении устьевого давления; на фиг.12 - рабочее положение клапана по фиг.11 после уменьшения устьевого давления; на фиг.13 - разрез сечения "А-А" клапана по фиг.12; на фиг.14 - рабочее положение клапана по фиг.10; на фиг.15, 16, 17 - некоторые варианты выполнения продольных пазов неподвижной втулки; на фиг.18 - установка для скважины со штанговым насосом; на фиг.19 - установка для насосной (УЭЦН и пр.) скважины; на фиг.20 - установка с посадочным ниппелем под клапан; на фиг.21 - установка без пакера для фонтанной скважины; на фиг.22 - установка с пакером для фонтанной скважины; на фиг.23 - установка без или с пакером для газлифтной скважины; на фиг.24 - установка для нагнетательной скважины; на фиг.25 - установка для фонтанной, газлифтной или насосной скважин; на фиг.26 - установка для насосной скважины; на фиг.27 - установка ОРД для нескольких пластов фонтанной, газлифтной или насосной скважины.Figure 1-27 shows a number of options for a removable valve (hereinafter the valve) and installation, in particular, figure 1 is a schematic view of the valve; figure 2 - version of the valve with a spring-loaded stem and regulatory body in the form of a piston and retainer with polyhedral angles; figure 3 - valve with a spring-loaded clamp; figure 4 is the same, only with a check valve in the form of a sleeve; figure 5 - valve with a shutter in the form of a piston; figure 6 - valve with a spring-loaded shutter; Fig.7 - valve with a shutter in the form of a cone; on Fig - valve with an inverted internal organ and a locking element; figure 9 - valve with two opposite internal organs and locking elements; figure 10 - valve with a retainer located in the figured groove of the body; figure 11 - operating position of the valve of figure 2 with increasing wellhead pressure; in Fig.12 - the operating position of the valve of Fig.11 after reducing wellhead pressure; in Fig.13 is a sectional view of the cross section "AA" of the valve of Fig.12; in Fig.14 - the operating position of the valve of Fig.10; on Fig, 16, 17 - some embodiments of the longitudinal grooves of the stationary sleeve; on Fig - installation for wells with a sucker rod pump; on Fig - installation for pumping (ESP, etc.) wells; in Fig.20 - installation with a landing nipple under the valve; on Fig - installation without a packer for a fountain well; on Fig - installation with a packer for a fountain well; on Fig - installation without or with a packer for gas lift wells; on Fig - installation for injection wells; on Fig - installation for fountain, gas lift or pump wells; on Fig - installation for a pumping well; in Fig.27 - installation of the fire alarm for several layers of the fountain, gas lift or pump wells.
Съемный клапан (например, см. фиг.1) в качестве отсекателя или регулятора или же отсекателя и регулятора потока выполнен в виде корпуса 1, имеющего пропускные каналы 2 и 3 для перетекания через них потока среды, замок 4 для фиксации клапана в посадочной камере и наружные уплотнители 5 для разобщения между собой пропускных каналов 2 и 3. Внутри корпуса 1 установлен регулирующий орган в виде поршня 6 с фиксатором 7, взаимодействующий через шток 8 запорным элементом в виде "затвор 9 - седло 10".A removable valve (for example, see Fig. 1) as a shut-off device or regulator, or a shut-off device and a flow regulator is made in the form of a
Корпус 1 ниже (например, см. фиг.1) или выше (например, см. фиг.8) запорного элемента "затвор 9 - седло 10" оснащен свободным или подпружиненным обратным клапаном 11. В частном случае, обратный клапан 11 (например, см. фиг.4) может быть выполнен в виде рукава и установлен над пропускными каналами 2 корпуса 1.The
Шток 8 (например, см. фиг.2), или фиксатор 7 (например, см. фиг.3), или затвор 9 (см. фиг.6), или поршень 6 (см. фиг.10) подпружинен упругим элементом 12 относительно корпуса 1. Упругий элемент 12 выполнен в виде спиральной пружины (см. фиг.1-14), а также в частном случае (на фигурах не приводится), может быть выполнен в виде плоской, или ленточной, или трубчатой пружины или в виде упругих стержней, или заряженного сильфона, или мембраны, или эластичного материала и прочих. Шток 8 либо свободно или шарнирно 13 соединен с фиксатором 7 (см. фиг.2), или затвором 9 (см. фиг.3), или поршнем 6 (см. фиг.10), либо состоит из двух имеющих возможность вращения относительно друг друга частей, например, через шарнир 13 (см. фиг.4).The rod 8 (for example, see figure 2), or the retainer 7 (for example, see figure 3), or the valve 9 (see figure 6), or the piston 6 (see figure 10) is spring loaded with an
Затвор 9 без (например, см. фиг.1) или с пружиной 12 (см. фиг.4, 6) установлен под (например, см. фиг.1) или над (например, см. фиг.8), или в (см. фиг.5) седле 10. Затвор (в частности, его посадочная поверхность в седле) 9 может быть выполнен сферически (например, см. фиг.2, 4), или в виде конуса (см. фиг.7), или стержня (см. фиг.5). В корпусе 1 (см. фиг.5) может быть установлен штуцер 14 для дросселирования или сужения потока среды (пластового флюида или рабочего агента) при работе скважины.The
Съемный клапан (см. фиг.4, 5) может быть оснащен элементом 15 управления усилием спиральной пружины, который, в частном случае, выполнен в виде регулирующей гайки, установленной на штоке 8 (фиг.4) или в корпусе 1 (фиг.5).The removable valve (see Figs. 4, 5) can be equipped with a spiral spring
Внутри корпуса 1 (например, см. фиг.2, 15-17) может быть установлена неподвижная втулка 16 с чередующимися между собой по окружности длинным 17 и коротким 18 продольными пазами (см. фиг.15) или продольными пазами 19 переменной длины (см. фиг.16), или же несколькими длинными 17 и короткими 18 продольными пазами (см. фиг.17), а также длинными и коротким или короткими и длинным продольными пазами (на фигурах отсутствуют). При этом продольные пазы 17 и 18 (фиг.15, 17) или пазы 19 (фиг.16) соединены между собой через направляющие углы 20.Inside the housing 1 (for example, see Fig. 2, 15-17), a
В неподвижной втулке 16 корпуса 1 (например, см. фиг.2, 6, 14) размещены поршень 6 с переменным диаметром 21 и фиксатор 7 с хвостовиком 22, расположенные между собой свободно (фиг.2) или подпружиненные пружиной 23 (фиг.6). Поршень 6 и фиксатор 7 выполнены с многогранными углами 24 и 25 по окружности и одним или несколькими наружными продольными выступами 26 и 27.In the
На корпусе 1 (см. фиг.10) может быть выполнен, по меньшей мере, один продольный сквозной фигурный паз 28 с опорной канавкой 29 под фиксатор 7, например, выполненной снаружи поршня 6 в виде ленточной пружины, имеющей наружный выступ 30 с верхним упорным 31 и нижним направляющим 32 концами. Для надежности фиксации устойчивого положения поршня 6 на корпусе 1 дополнительно с противоположенной его стороны может быть выполнен также фигурный паз, а на поршень 6 с другой стороны установлена ленточная пружина (на фигуре отсутствует).At least one longitudinal through
Внутри корпуса 1 (например, см. фиг.9) могут быть противоположно расположены дополнительные - регулирующий орган в виде поршня 33 с фиксатором 34, шток 35, спиральная пружина 36 и запорный элемент в виде "затвор 37 - седло 38".Inside the housing 1 (for example, see Fig. 9), additional - a regulating body in the form of a
Установка включает в себя спущенную в скважину 39 на колонне труб 40 насосную (см. фиг.18-20, 25-27), или фонтанную (см. фиг.21, 22, 25, 27), или газлифтную (см. фиг.23, 25), или нагнетательную (см. фиг.24) компоновки и установленные в одной или нескольких посадочных (в виде скважинной камеры или ниппеля) камерах 41 (см. фиг.18, 19, 21-27) или 42 (см. фиг.20) клапаны 43 в качестве отсекателя или регулятора или же отсекателя и регулятора.The installation includes a pumping station (see Figs. 18-20, 25-27), or fountain (see Figs. 21, 22, 25, 27), or gas lift (see Figs. 23, 25), or injection (see Fig. 24) layouts and installed in one or several landing (in the form of a borehole chamber or nipple) chambers 41 (see Fig. 18, 19, 21-27) or 42 (see Fig. 20)
Скважинная камера 41 (см. фиг.18) с заглушенным хвостовиком 44 (может быть посадочный ниппель 42 по фиг.20) для клапана 43 в виде отсекателя спущена в насосную скважину 39 на колонне труб 40 ниже штангового насоса 45, для перекрытия полости колонны труб перед извлечением насоса (для ремонта), путем создания импульса устьевого затрубного давления.The downhole chamber 41 (see FIG. 18) with a plugged shank 44 (may be the landing nipple 42 of FIG. 20) for the
Скважинная камера 41 с клапаном 43 также может быть спущена в скважину 39 на колонне труб 40 выше насоса 45, например, типа ЭЦН (см. фиг.19) или выше пакера 46 (см. фиг.22, 24), для возможности циркуляции потока при глушении или промывке колонны труб 40, или закачке ингибитора, или стабилизации динамического уровня жидкости, путем создания импульса устьевого трубного или затрубного давления.The
В скважинных камерах 41 (см. фиг.21, 22, 24), спущенных в скважину 39 на колонне труб 40 с заглушенным концом 44, могут быть размещены на глубине пласта клапаны 43 в виде регуляторов, тарированные на разные импульсы давления "открытие-закрытие", для дискретного изменения пропускного сечения установки.In the borehole chambers 41 (see FIGS. 21, 22, 24), lowered into the
В скважинных камерах 41 (см. фиг.23), спущенных в газлифтную скважину 39 на колонне труб 40 (с концевым обратным клапаном 47 или без него), могут быть также размещены клапаны 43 в качестве рабочего или пусковых или же рабочего (нижний) и пусковых (верхних) газлифтных клапанов, тарированные на разные импульсы давления срабатывания. При этом рабочий агент (газ) может закачиваться как в затрубье, так и в колонну труб 40. Кроме того, установка, в частном случае, может быть оснащена пакером 46 для разобщения пласта от затрубья скважины 39.In the borehole chambers 41 (see FIG. 23), lowered into the gas-lift well 39 on the pipe string 40 (with or without end check valve 47),
Установка может быть оснащена выше пласта (см. фиг.20, 25) или пластов (см. фиг.27) пакером 46, отсоединенным от насосной (с позицией 45), или фонтанной (без позиции 45), или газлифтной (без позиции 45) компоновки с помощью разъединителя колонны 48 (состоящего из двух несъемного и съемного узлов). Также для комбинированного способа добычи "фонтан-насос" или "газлифт-насос" в скважину 39 может быть спущен насос 45 для освоения фонтанной или газлифтной скважины после ее глушения, а затем ее перевода на фонтанную или газлифтную эксплуатацию.The installation can be equipped above the reservoir (see Fig. 20, 25) or the reservoir (see Fig. 27) with a
Пакер 46 (см. фиг.22, 27) также может быть герметично соединен с колонной труб 40. Кроме того, пакер 46 (см. фиг.26) может быть установлен между верхним основным П1 и нижним вспомогательным П2 пластами.The packer 46 (see Fig. 22, 27) can also be hermetically connected to the
При ОРЭ или ПЭ (см. фиг.27) нескольких пластов (П1, П2 и т.д.) одной скважиной 39 фонтанным (без поз.45), или газлифтным (без поз.45), или насосным (с поз.45), или же комбинированным (с поз.45) способом могут быть над верхним пластом и между пластами установлены пакеры 46, по меньшей мере, с верхним разъединителем колонны 48 или без него. При этом клапаны 43 для пластов размещены в одной или нескольких скважинных камерах 41 между пакерами 46. Здесь также верхний пакер 46 может быть отсоединен или соединен с колонной труб 43. Кроме того, в скважину могут быть концентрично спущены два ряда колонны труб 43, соединенные или не соединенные обе или одна из них с верхним пакером 46 или разъединителем 48.When ORE or PE (see Fig. 27) several layers (P 1 , P 2 , etc.) one well 39 fountain (without pos. 45), or gas lift (without pos. 45), or pump (with pos. .45), or in a combined (with pos. 45) method,
Установка (см. фиг.27) между пакерами 46 также может быть оснащена разъединителем колонны (состоящим из двух герметично, но не жестко соединенных частей) или телескопическим соединением - термокомпенсатором 49, для возможности срыва сначала верхнего, а затем нижнего из пакеров при их извлечении из скважины 39.The installation (see Fig. 27) between the
Клапан (например, см. фиг.1) в качестве отсекателя и регулятора потока в скважине работает следующим образом. Подают дополнительную среду в скважину (например, с помощью агрегата и пр.) и увеличивают устьевое затрубное или трубное давление в зависимости от условий эксплуатации и исполнения клапана. Также "открытие-закрытие" клапана может быть осуществлено путем создания разных по амплитуде, или частоте, или количеству импульсов устьевого затрубного или трубного давления. При этом обратный клапан 11 корпуса 1 закрывается и давление на уровне клапана (Ркл) растет относительно скважинного давления (Рп).The valve (for example, see figure 1) as a cutoff and flow control in the well works as follows. Additional medium is supplied into the well (for example, using an aggregate, etc.) and the wellhead annulus or pipe pressure is increased depending on the operating conditions and valve design. Also, the "opening-closing" of the valve can be carried out by creating different in amplitude, or frequency, or the number of pulses of wellhead annular or pipe pressure. In this case, the
Уравнение баланс сил, действующих на поршень 6 клапана, будет следующим:The equation of the balance of forces acting on the
(Ркл)*(Sпор)=(Рп)*(Sпор)+Fпр,(F cells) * (S long) = (P n) * (S long) + F, etc.,
где Sпор - площадь поршня 6;where S then - the area of the
Fпр - сила пружины 12.F CR -
При увеличении Ркл до расчетного значения поршень 6 с фиксатором 7, расположенные внутри корпуса 1, поджимают спиральную пружину 12 и перемещают в одну сторону шток 8 и затвор 9. Здесь фиксатор 7 выходит из одного устойчивого положения сцепления с корпусом 1. Затем уменьшают, то есть стравливают, Ркл. При этом частично или полностью шток 8 и затвор 9 перемещаются в обратную сторону под усилием спиральной пружины 12 и фиксатор 7 сцепляется с корпусом 1 в другом устойчивом положении. Таким образом, меняется и фиксируется положение открытия, или закрытия, или регулирования затвора 9 относительно седла 10 путем увеличения и затем уменьшения устьевого давления для каждого положения затвора 9.By increasing the P cells to the design values of the
Для обеспечения только двух устойчивых положений "открытие" и "закрытие" клапан в виде отсекателя потока (см. фиг.2-6, 8, 11, 12, 14) может функционировать следующим образом. Чтобы открыть или закрыть клапан, сначала увеличивают устьевое давление. При этом обратный клапан 11 корпуса 1 (например, см. фиг.4, 11) закрывается. Поршень 6 и фиксатор 7 (см. фиг.11) с наружными продольными выступами 26 и 27 в неподвижной втулке 16 корпуса 1 перемещаются в одну сторону в длинных продольных пазах 17 неподвижной втулки 16 корпуса 1, и, соответственно, затвор 9 перемещается относительно седла 10. Наружные продольные выступы 27 фиксатора 7 выходят из контакта с продольными пазами 17 и 18 (см. фиг.11, 15) неподвижной втулки 16, а фиксатор 7 по оси вращается относительно поршня 6 до упора их многогранных углов 25 и 24 между собой под усилием спиральной пружины 12. Затем уменьшают устьевое давление (см. фиг.12). При этом поршень 6 перемещается в обратную сторону в длинных продольных пазах 17 неподвижной втулки 16 корпуса 1 под усилием спиральной пружины 12 и, соответственно, фиксатор 7 перемещается назад, вращаясь по направляющему углу 20 (см. фиг.15) между продольными пазами 17, 18, и его наружные продольные выступы 27 заходят в другие короткие 18 (см. фиг.12) или длинные 17 (например, см. фиг.2) пазы неподвижной втулки 16. Если выступы 27 фиксатора 7 попадают в короткие продольные пазы 18 (см. фиг.12), то клапан открывается, а если в длинные 17 (см. фиг.2) - клапан закрывается. При открытии клапана его поршень 6 отделяется от фиксатора 7 и перемещается вверх под давлением Рп и/или усилием Fпр. Открытие клапана по фиг.5, наоборот, происходит, если выступы 27 фиксатора 7 попадают в длинные продольные пазы 18, а закрытие - при попадании выступов 27 фиксатора 7 в короткие пазы 18.To ensure only two stable positions, the "opening" and "closing" valve in the form of a flow shutoff (see Fig.2-6, 8, 11, 12, 14) can function as follows. To open or close the valve, first increase wellhead pressure. When this
Клапан, приведенный на фиг.10 и 14, в качестве отсекателя может работать следующим образом. Сначала также увеличивают устьевое давление. При этом обратный клапан 11 корпуса 1 аналогично закрывается, а поршень 6 с фиксатором 7 в виде ленточной пружины перемещаются в одну сторону в корпусе 1. Учитывая, что здесь регулирующий орган установлен в корпусе 1 сверху (он также может быть установлен снизу корпуса 1), то поршень 6 перемещается из верхнего крайнего (исходного) положения в нижнее до упора в корпус 1. Также выступ 30 перемещается вниз по фигурному пазу 28 с изгибом ленточной пружины (фиксатора) 7. Затем уменьшают устьевое давление. При этом поршень 6 обратно движется из нижнего крайнего положения. Выступ 30 фиксатора 6, поднимаясь вверх, заходит и устойчиво упирается верхним концом 31 в опорную канавку 29 сверху (см. фиг.14), что исключает дальнейшее движение поршня 6 к верхнему крайнему (исходному) положению, тем самым фиксируется открытое положение затвора 9 относительно седла 10. Для закрытия клапана повторно увеличивают устьевое давление. При этом поршень 6 движется вниз и его направляющий конец 32 упирается в опорную канавку 29 снизу. Выступ 30, утопая в корпусе 1, поджимает ленточную пружину 7, выходит из контакта с фигурным пазом 28. При повторном уменьшении устьевого давления поршень 6 движется вверх и, соответственно, выступ 30, осевым вращением (к исходному положению) и продольным перемещением внутри корпуса 1, заново попадает сверху в фигурный паз 28 (см. фиг.10), тем самым поршень 6 с фиксатором 7 возвращается к верхнему крайнему (исходному) положению для закрытия клапана.The valve shown in figures 10 and 14, as a shut-off device can operate as follows. First, wellhead pressure is also increased. In this case, the
Для дискретного управления пропускным сечением клапана в виде регулятора потока (например, см. фиг.7, 16) процесс повторяется аналогично фиг.2 и 15, однако при каждом импульсе устьевого давления фиксатор 7 последовательно переходит из одного устойчивого положения в другое, уменьшая при этом пропускное сечение между затвором 9 и седлом 10.For discrete control of the valve cross-section in the form of a flow regulator (for example, see Figs. 7, 16), the process is repeated similarly to Figs. 2 and 15, however, with each wellhead pressure pulse, the
Для обеспечения последовательно нескольких положений открытия или закрытия (см. фиг.17), например при ОРЭ или ПЭ пластов одной скважиной, процесс повторяется аналогично фиг.2 и 15, однако при каждом импульсе устьевого давления фиксатор 7 последовательно переходит из одного устойчивого положения "открытие" в другое положение "открытие" или же из одного устойчивого положения "закрытие" в другое положение "закрытие".To ensure successively several opening or closing positions (see Fig. 17), for example, with an open hole or PE formation with one well, the process is repeated similarly to Figs. 2 and 15, however, with each wellhead pressure pulse, the
Установка работает следующим образом.Installation works as follows.
Для исключения возможности фонтанирования скважины 39 при извлечении штангового насоса 45 (см. фиг.18) из колонны труб 40 создается избыточное устьевое давление в затрубье скважины 39, например, с помощью передвижного агрегата, а затем стравливается давление для перемещения "вниз-вверх" и, соответственно, закрытия клапана-отсекателя 43 в посадочной камере 41. После ремонта (или замены) насос 45 снова спускается в колонну труб 40 и устанавливается в замковой опоре. После этого снова увеличивают устьевое затрубное давление, а затем стравливают, тем самым заново открывается клапан-отсекатель 43 для эксплуатации скважины 39 насосом 45.To eliminate the possibility of gushing of the well 39 when removing the sucker rod pump 45 (see Fig. 18) from the
Для глушения, или промывки, или закачки ингибитора или частичного перепуска жидкости из колонны труб 40 в затрубье скважине 39 (см. фиг.19), оснащенной насосом 45, создается избыточное устьевое давление в колонне труб 40, а затем стравливается, тем самым поршень перемещается "вниз-вверх" и при этом открывается клапан-отсекатель потока 43. После технологической операции закрывается клапан-отсекатель 43 путем повторного увеличения, а затем уменьшения устьевого трубного давления. Увеличение трубного давления может быть также обеспечено работой насоса 45 при закрытой задвижке на устье скважине 39.For killing, or flushing, or injecting an inhibitor or partially bypassing liquid from a
Для отсекания пласта в фонтанной, газлифтной или насосной скважине 39 (см. фиг.20, 25) создается избыточное давление в стволе скважины 39 путем увеличения устьевого давления в колонне труб 40 (если насос 45 отсутствует) или в затрубье скважины 39, а затем стравливается, тем самым поршень перемещается "вниз-вверх" и открывается клапан-отсекатель 43 для потока пласта. При необходимости (например, перед проведением подземного ремонта, перед промывкой или глушением скважины 39, и т.д.) закрывают клапан отсекатель 43 путем повторного увеличения, а затем уменьшения устьевого трубного давления.To shut off the formation in a fountain, gas lift or pump well 39 (see FIGS. 20, 25), overpressure is created in the
Для регулирования дебита (см. фиг.21, 22) или расхода рабочего агента (см. фиг.24) или забойного давления в скважине 39, или исследования параметров пласта открывают или закрывают каждый из клапанов-отсекателей 43 путем создания соответствующего избыточного устьевого трубного давления в зависимости от характеристик спиральной пружины клапана, а затем его уменьшают, тем самым перемещают поршень "вниз-вверх" и открывают или закрывают каждый клапан-отсекатель 43. Клапан-отсекатель потока 43 над пакером 46 (см. фиг.22, 24) служит для глушения, освоения, промывки и прочих технологических операций.To control the flow rate (see Fig. 21, 22) or the flow rate of the working agent (see Fig. 24) or downhole pressure in the well 39, or to study formation parameters, each of the shut-off
Для запуска или эксплуатации или же как для запуска, так и эксплуатации газлифтной скважины 39 (см. фиг.23) верхние клапаны 43 используются для освоения, а нижний - для добычи, причем нижний может быть как отсекателем, так и регулятором потока. Для закрытия сверху вниз каждого пускового клапана 43 создается соответствующее избыточное устьевое трубное давление (например, газом, азотом), а затем стравливается.For start-up or operation, or both for start-up and operation of a gas-lift well 39 (see Fig. 23), the
Для ОРЭ, или ПЭ, или ПИ пластов одной фонтанной, газлифтной или насосной скважиной 39 (см. фиг.27) тарируется (под характеристики спиральной пружины) на стенде каждый i-й съемный клапан 43 для j-го пласта на устьевое давление Рyi для перемещения его поршня до упора в корпус:For the WEM, or PE, or PI formations of one fountain, gas lift, or pump well 39 (see Fig. 27), each i-th
Рyi=Pпj-ρ*g*Hij+(Fпр)i/(Sпор)I,P yi = P pj -ρ * g * H ij + ( F etc.) i / (S pore) I,
где ρ - плотность среды в скважине 39;where ρ is the density of the medium in the well 39;
g - ускорение свободного падения;g is the acceleration of gravity;
Нij - глубина спуска i-го клапана для j-го пласта.H ij is the depth of descent of the i-th valve for the j-th formation.
Спускают и устанавливают (например, с помощью канатной техники) клапаны 43 в посадочные камеры 41 для пластов. Причем для высокопроницаемых пластов может быть установлено несколько клапанов 43. Чтобы закрыть или открыть (в т.ч. дискретно) каждый клапан 43 для соответствующего пласта, создается соответствующее устьевое трубное или затрубное давление, а затем стравливается.The
Например, предполагается, что в скважину 39 (см. фиг.27) спущено три (i=3) клапана по номеру - N1, N2 и N3. Условно принимаем необходимое устьевое давление для перемещения поршней клапанов: Ру3>Ру2>Py1. При этом для трех клапанов возможны восемь вариантов: 1) клапаны по номеру N1, N2 и N3 открыты; 2) клапан по номеру N1 закрыт, a N2 и N3 открыты; 3) клапан по номеру N2 закрыт, a N1 и N3 открыты; 4) клапан по номеру N3 закрыт, а N1 и N2 открыты; 5) клапан по номеру N1 открыт, a N2 и N3 закрыты; 6) клапан по номеру N2 открыт, а N1 и N3 закрыты; 7) клапан по номеру N3 открыт, а N1 и N2 закрыты; 8) клапаны по номеру N1, N2 и N3 закрыты.For example, it is assumed that three (i = 3) valves by number N 1 , N 2, and N 3 were lowered into well 39 (see FIG. 27). Conventionally, we take the necessary wellhead pressure to move the valve pistons: P y3 > P y2 > P y1 . At the same time, eight options are possible for three valves: 1) the valves by number N 1 , N 2 and N 3 are open; 2) the valve by number N 1 is closed, and N 2 and N 3 are open; 3) the valve by number N 2 is closed, a N 1 and N 3 are open; 4) the valve by number N 3 is closed, and N 1 and N 2 are open; 5) the valve at number N 1 is open, and N 2 and N 3 are closed; 6) the valve at number N 2 is open, and N 1 and N 3 are closed; 7) the valve by number N 3 is open, and N 1 and N 2 are closed; 8) the valves by number N 1 , N 2 and N 3 are closed.
Для обеспечения варианта 1 или 8 либо все клапаны спускаются в скважину 39 в открытом или закрытом положении, либо при их закрытии или открытии создается давление Ру3, а затем стравливается, тем самым клапаны по номеру N1, N2 и N3, соответственно, открываются или закрываются, так как выполняется условие Ру3>Py2>Py1.To provide
Если все клапаны по номеру N1, N2 и N3 открыты (вариант 1), но требуется закрыть только клапан по номеру N2 (вариант 3), то создается давление Ру2, а затем стравливается. При этом клапаны по номеру N1 и N2 закрываются, а клапан N3 находится в открытом положении (вариант 7), так как выполняется условие Ру3>Ру2>Py1. После этого создается давление Py1, а затем стравливается, тем самым дополнительно клапан по номеру N1 открывается, так как выполняется условие Py1<Py2. Таким образом, из клапанов N1, N2 и N3 закрывается только один клапан по номеру N2 (вариант 3). Далее, аналогично продолжая операции, можно обеспечить все варианты открытия и закрытия клапанов.If all valves with the number N 1 , N 2 and N 3 are open (option 1), but only the valve with the number N 2 (option 3) needs to be closed, then pressure Р у2 is created , and then it is vented. In this case, the valves at the numbers N 1 and N 2 are closed, and the valve N 3 is in the open position (option 7), since the condition P y3 > P y2 > P y1 is fulfilled. After that, the pressure P y1 is created , and then it is vented, thereby additionally opening the valve at number N 1 , since the condition P y1 <P y2 is fulfilled. Thus, from valves N 1 , N 2 and N 3, only one valve is closed by the number N 2 (option 3). Further, similarly continuing operations, it is possible to provide all options for opening and closing valves.
При исследовании скважины 39 (см. фиг.27) проводят следующие операции:When examining the well 39 (see Fig. 27), the following operations are performed:
- при начальном режиме исследуют и определяют общий дебит (Qоб), среднюю обводненность (Пв.ср) и соответственно им забойное Рзабj(Qоб) или трубное Ртрj(Qоб) давление на глубине каждого j-го пласта (глубинным манометром);- at the initial mode, the total flow rate (Q about ), average water cut (P v.av. ) and bottomhole P Рjj (Q about ) or pipe Р Trj (Q about ) pressure at the depth of each j-th layer (deep pressure gauge);
- закрывают клапаны-отсекатели 43 пластов;- close the
- затем поочередно открывают клапаны-отсекатели 43 для каждого пласта в отдельности путем создания соответствующего импульса устьевого давления;- then, in turn, open the
- исследуют каждый j-й открытый пласт, измеряют и определяют для него зависимости Qj=f(Рзабj или Pтрj), Пвj=f(Рзабj или Ртрj);- examine each j-th open formation, measure and determine for it the dependence Q j = f (P zabj or P trj ), P vj = f (P zabj or P trj );
- определяют соответствующий начальный режим фактических дебитов (Qфак j) для каждого j-го пласта из точки пересечения зависимостей Qj=f(Рзабj или Pтрj) и Рзабj(Qоб)=const или Pтрj(Qоб)=const;- determine the corresponding initial mode of actual flow rates (Q fak j ) for each j-th formation from the intersection point of the dependencies Q j = f (P zabj or P trj ) and P zabj (Q about ) = const or P TPj (Q about ) = const;
- определяют соответствующий начальный режим фактических обводненностей (Пфак вj) для каждого j-го пласта из точки пересечения зависимостей Пвj=f(Рзабj или Pтрj) и Рзабj(Qоб)=const или Pтрj(Qоб)=const.- determine the corresponding initial regime of actual water cuts (P factor vj ) for each j-th formation from the point of intersection of the dependencies P bj = f (P zabj or P trj ) and P zabj (Q about ) = const or P trj (Q about ) = const.
Следует также отметить, что съемный клапан 43 в закрытом положении может быть использован в качестве глухой пробки с возможностью уравновешивания давления путем его открытия (созданием импульса устьевого давления) перед извлечением из посадочной камеры 41 (например, см. фиг.27) или 42 (см. фиг.20) для избежания выброса клапана при высоких пластовых давлениях.It should also be noted that the
Claims (24)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005102877/03A RU2291949C2 (en) | 2005-02-04 | 2005-02-04 | Device for cutting off and controlling flow in a well with one or several formations |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005102877/03A RU2291949C2 (en) | 2005-02-04 | 2005-02-04 | Device for cutting off and controlling flow in a well with one or several formations |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2005102877A RU2005102877A (en) | 2006-07-10 |
| RU2291949C2 true RU2291949C2 (en) | 2007-01-20 |
Family
ID=36830568
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005102877/03A RU2291949C2 (en) | 2005-02-04 | 2005-02-04 | Device for cutting off and controlling flow in a well with one or several formations |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2291949C2 (en) |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2445445C1 (en) * | 2010-10-18 | 2012-03-20 | Дмитрий Иванович Александров | Self-contained shutoff device |
| RU2474673C1 (en) * | 2011-07-29 | 2013-02-10 | Олег Марсович Гарипов | Garipov hydraulic control |
| RU2483199C1 (en) * | 2011-10-28 | 2013-05-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный исследовательский Томский политехнический университет" | Device for simultaneous and separate operation of multiple-zone wells |
| RU2519281C1 (en) * | 2013-04-10 | 2014-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническое предприятие "Нефтегазтехника" | Pumping packer and cutoff system for simultaneous and separate operation of well formations (versions) |
| RU2527440C1 (en) * | 2013-05-27 | 2014-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническое предприятие "Нефтегазтехника" | Pumping well cut-off system (versions) |
| RU2733345C1 (en) * | 2020-04-14 | 2020-10-01 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Оклэс Технолоджиз" | Downhole device for gas discharge |
| RU209845U1 (en) * | 2021-12-13 | 2022-03-23 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Check valve gas |
-
2005
- 2005-02-04 RU RU2005102877/03A patent/RU2291949C2/en not_active IP Right Cessation
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2445445C1 (en) * | 2010-10-18 | 2012-03-20 | Дмитрий Иванович Александров | Self-contained shutoff device |
| RU2474673C1 (en) * | 2011-07-29 | 2013-02-10 | Олег Марсович Гарипов | Garipov hydraulic control |
| RU2483199C1 (en) * | 2011-10-28 | 2013-05-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный исследовательский Томский политехнический университет" | Device for simultaneous and separate operation of multiple-zone wells |
| RU2519281C1 (en) * | 2013-04-10 | 2014-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническое предприятие "Нефтегазтехника" | Pumping packer and cutoff system for simultaneous and separate operation of well formations (versions) |
| RU2527440C1 (en) * | 2013-05-27 | 2014-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническое предприятие "Нефтегазтехника" | Pumping well cut-off system (versions) |
| RU2733345C1 (en) * | 2020-04-14 | 2020-10-01 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Оклэс Технолоджиз" | Downhole device for gas discharge |
| RU209845U1 (en) * | 2021-12-13 | 2022-03-23 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Check valve gas |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2005102877A (en) | 2006-07-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2291949C2 (en) | Device for cutting off and controlling flow in a well with one or several formations | |
| CN102226382B (en) | Uninterrupted circulating pup joint and continuous slurry circulation method for petroleum well drilling | |
| CA2599073C (en) | Injection valve | |
| CN105934559B (en) | Convert valve system and the method for gas production | |
| US9157297B2 (en) | Pump-through fluid loss control device | |
| US9376896B2 (en) | Bottomhole assembly for capillary injection system and method | |
| US20060162932A1 (en) | Safety Valve for Use in an Injection Well | |
| NO824213L (en) | FLUID FLOW CONTROL DEVICE. | |
| US8381821B2 (en) | Gas lift valve | |
| RU2415255C2 (en) | Well unit by garipov | |
| RU2293839C1 (en) | Cutoff valve | |
| RU2229586C1 (en) | Controller valve | |
| RU2334866C1 (en) | Device for simultaneous-separate operation of multypay well | |
| US11753913B1 (en) | Gas lift systems and methods for producing liquids from a well | |
| US20150083433A1 (en) | Gas lift valve | |
| US3378079A (en) | Sleeve valve apparatus | |
| RU2303116C1 (en) | All-purpose valve for downhole motor | |
| WO2016182451A1 (en) | Back pressure valve for a completion string comprising sand screens, completion string comprising said back pressure valve, and method for lowering said completion string | |
| RU2362872C1 (en) | Shut-off facility of well borehole | |
| RU2288348C2 (en) | Diverter valve for circulating and controlling a flow of substance | |
| US5782302A (en) | Apparatus and method for loading fluid into subterranean formations | |
| RU2194152C2 (en) | Downhole plant for regulation and shutoff of medium flow | |
| RU89598U1 (en) | GARIPOV'S Borehole Installation | |
| RU220555U1 (en) | INFLOW CONTROL VALVE | |
| US11773701B1 (en) | Gas pump system |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20150205 |