скважинное клапанное устройство

Формула изобретения

Скважинное клапанное устройство, содержащее корпус с верхней внутренней и нижней наружной присоединительными резьбами, крышку со сквозным отверстием, неподвижно установленную в расточке, выполненной в средней части корпуса, в нижней части которого от торца расточки выполнены боковой и продольный каналы, снабженные седлами и шариковым клапаном диаметром d, установленным на седле бокового канала и имеющим возможность перемещения через расточку в продольный канал и обратно, отличающееся тем, что оно дополнительно снабжено размещенным на седле продольного канала шариковым клапаном диаметром D, при этом диаметр D шарикового клапана продольного канала больше диаметра d шарикового клапана бокового канала, то есть D > d; расстояние L между центрами бокового и продольного каналов не превышает двух диаметров d шарикового клапана бокового канала, то есть L < 2d, глубина G расположения посадочной поверхности седла продольного канала от торца расточки превышает сумму диаметров d и D шариковых клапанов, то есть G > D+d, а глубина g расположения посадочной поверхности седла бокового канала от торца расточки не превышает половины диаметра d шарикового клапана бокового канала, то есть g < 0,5d; на торцовой поверхности крышки, обращенной к каналам, в диаметральной плоскости выполнена выемка в виде цилиндрического сегмента шириной В и высотой Н, при этом ширина В выемки больше диаметра d шарикового клапана бокового канала и меньше диаметра D шарикового клапана продольного канала, то есть d < В < D, высота Н выемки больше диаметра d шарикового клапана бокового канала, то есть Н > d, а плоскость симметрии выемки совпадает с плоскостью, проходящей через центры продольного и бокового каналов; причем сквозное отверстие крышки выполнено над выемкой в виде паза шириной b, величина которой меньше диаметра d шарикового клапана бокового канала, то есть b < d, и большая часть площади сквозного отверстия выполнена над половиной выемки, расположенной над продольным каналом.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к скважинному оборудованию и может быть использовано в нефтедобывающих скважинах, оборудованных погружными электроцентробежными насосами (далее ЭЦН).

Известно “Скважинное клапанное устройство”, включающее корпус с седлом и радиальными отверстиями, в котором размещена подвижная втулка с уплотнениями, взаимодействующая с седлом, и подпружиненный обратный клапан золотникового типа, установленный в подвижной втулке с возможностью продольного перемещения [1].

Недостатком известного устройства является невозможность обеспечения опрессовки (гидравлического испытания) колонны насосно-компрессорных труб (далее НКТ), на которых устройство спускается в скважину вместе с ЭЦН. Это обстоятельство в случае негерметичности колонны НКТ (по телу труб или по резьбовым соединениям) не позволяет диагностировать причину отсутствия или уменьшения подачи флюида погружным насосом из скважины на поверхность и приводит к дополнительным трудозатратам на спуско-подъемные операции (далее СПО) для определения причины нештатной работы скважины.

Известно “Скважинное клапанное устройство”, включающее корпус, состоящий из верхнего и нижнего узлов, гидравлически сообщающихся между собой посредством осевого канала, выполненного в нижнем узле, и каналов, выполненных в нижнем узле со смещением от его продольной оси; верхний клапан с седлом, фиксатором предельного давления и затвором, установленным в канале, сообщающим полость верхнего узла с затрубным пространством, и нижний клапан, установленный в осевом канале нижнего узла [2].

Недостатком известного устройства является невозможность обеспечения заполнения скважинным флюидом колонны НКТ, на которых устройство спускается в скважину вместе с ЭЦН, непосредственно из скважины ввиду того, что верхний клапан в исходном положении при спуске постоянно перекрывает канал, сообщающий полость верхнего узла с затрубным пространством. Поэтому заполнение колонны НКТ при использовании известного устройства возможно только через ЭЦН, что ограничивает скорость СПО и приводит к дополнительным затратам времени. Кроме того, известное устройство не обеспечивает возможности слива флюида из колонны НКТ при ее подъеме на поверхность ввиду того, что при остановке ЭЦН верхний клапан от воздействия давления столба жидкости в НКТ остается в верхнем положении и перекрывает канал, сообщающий полость верхнего узла с затрубным пространством. Это обстоятельство существенно затрудняет выполнение СПО ввиду излива флюида из каждой трубы, отвинчиваемой от колонны НКТ при ее подъеме, ухудшает санитарно-экологическую обстановку на устье скважины и приводит к дополнительным временным и трудовым затратам.

Известен “Обратный промывочный клапан”, содержащий корпус с верхней и нижней присоединительными резьбами, в верхней части которого выполнена полость, перекрытая сверху отбойной решеткой, а в нижней части выполнены боковой и продольный каналы, сообщающиеся с полостью и снабженные седлами и шариковым клапаном, имеющим возможность перемещения через полость и размещения в одном из каналов, причем седла в каналах расположены на одном уровне [3].

Недостатком известного клапана является ненадежность работы, обусловленная тем, что перед спуском в составе компоновки с ЭЦН шариковый клапан (далее - шарик) непременно должен быть размещен на седле в боковом канале. Однако нельзя исключить случайный наклон или поворот клапана перед свинчиванием при сборке, приводящий к перемещению шарика из бокового канала в продольный, что после сборки с компоновкой, включающей ЭЦН и колонну НКТ, уже невозможно проконтролировать. Кроме того, скорость спуска клапана на НКТ в скважину в компоновке с ЭЦН ограничивается определенной величиной (0,15-0,25 м/с), превышение которой также вызывает перемещение шарикового клапана из бокового канала в продольный, вследствие чего после спуска в заданный интервал становится невозможной обязательная операция - опрессовка колонны НКТ сверху перед запуском ЭЦН. Ввиду этого перед опрессовкой колонны НКТ необходимо вначале включить ЭЦН для перемещения шарика из продольного канала в боковой.

Это же обстоятельство - необходимость искусственного ограничения скорости спуска известного клапана на НКТ в скважину в компоновке с ЭЦН до 0,15-0,25 м/с (при обычной норме скорости СПО не менее 1 м/с) - сужает эксплуатационные возможности, приводит к увеличению времени СПО и повышает затраты при эксплуатации известного клапана.

Кроме того, если после спуска известного клапана в заданный интервал шарик будет находиться в продольном канале, возможна ситуация, когда известный клапан вообще не выполнит своего назначения. Это обусловлено тем, что в отбойной решетке известного клапана выполнено множество отверстий и поэтому флюид, перекачиваемый погружным насосом через продольный канал в полость, будет распределяться на множество потоков, поступающих через отверстия отбойной решетки в верхнюю часть известного клапана и далее в колонну НКТ. Разнонаправленность этих потоков в сочетании с их незначительной скоростью при невысокой производительности ЭЦН, приведет к тому, что динамического напора потока флюида, перекачиваемого через известный клапан, будет недостаточно, чтобы переместить шарик из продольного канала в боковой. В связи с этим не исключается ситуация, когда шарик при включении ЭЦН зависнет в продольном канале, пропуская поток нефти через зазоры между своей сферой и конусной, расширяющейся вверх, поверхностью седла. Тем самым, не будет перекрыт боковой канал, и перекачиваемый поток нефти не будет направляться через отбойную решетку в колонну лифтовых НКТ, а будет по пути наименьшего сопротивления направляться через боковой канал в скважину, откуда вновь будет закачиваться ЭЦН и перекачиваться через известный клапан вновь в скважину.

При этом конструкция известного клапана технологически сложна в изготовлении, в частности, изготовление наружных и внутренних конусов седел, ответных для седел посадочных гнезд в корпусе и вогнутой сферы отбойной решетки, требуют специального режущего и контрольно-измерительного инструмента и оборудования, что увеличивает стоимость изготовления известного клапана.

Задачей изобретения является создание технического решения скважинного клапанного устройства, лишенного перечисленных недостатков.

Техническими результатами решения этой задачи являются:

- повышение надежности работы заявляемого скважинного клапанного устройства;

- уменьшение затрат при эксплуатации;

- многофункциональность эксплуатации;

- уменьшение стоимости изготовления.

Для обеспечения этих результатов известное скважинное клапанное устройство, содержащее корпус с верхней внутренней и нижней наружной присоединительными резьбами, крышку со сквозным отверстием, неподвижно установленную в расточке, выполненной в средней части корпуса, в нижней части которого от торца расточки выполнены боковой и продольный каналы, снабженные седлами и шариковым клапаном диаметром d, установленным на седле бокового канала и имеющим возможность перемещения через расточку в продольный канал и обратно, СОГЛАСНО ИЗОБРЕТЕНИЮ дополнительно снабжено размещенным на седле продольного канала шариковым клапаном диаметром D, при этом диаметр D шарикового клапана продольного канала больше диаметра d шарикового клапана бокового канала, то есть D > d; расстояние L между центрами бокового и продольного каналов не превышает двух диаметров d, то есть L<2d, глубина G расположения посадочной поверхности седла продольного канала от торца расточки превышает сумму диаметров d и D шариковых клапанов, то есть G>D+d, а глубина g расположения посадочной поверхности седла бокового канала от торца расточки не превышает половины диаметра d шарикового клапана бокового канала, то есть g<0,5d; на торцовой поверхности крышки, обращенной к каналам, в диаметральной плоскости выполнена выемка в виде цилиндрического сегмента шириной В и высотой Н, при этом ширина В выемки больше диаметра d шарикового клапана бокового канала и меньше диаметра D шарикового клапана продольного канала, то есть d<В<D, высота Н выемки больше диаметра d шарикового клапана бокового канала, то есть Н>d, a плоскость симметрии выемки совпадает с плоскостью, проходящей через центры продольного и бокового каналов; причем сквозное отверстие крышки выполнено над выемкой в виде паза шириной b, величина которой меньше диаметра d шарикового клапана бокового канала, то есть b<d, и большая часть площади сквозного отверстия выполнена над половиной выемки, расположенной над продольным каналом.

На фиг.1 в разрезе изображен общий вид заявляемого скважинного клапанного устройства (положение - исходное перед спуском в скважину в составе компоновки с НКТ и ЭЦН или при опрессовке колонны НКТ с устья или после остановки ЭЦН в скважине), на фиг.2 - разрез А-А на фиг.1, на фиг.3 - разрез Б-Б на фиг.1, на фиг.4 - разрез В-В на фиг.1, на фиг.5 в разрезе изображен общий вид заявляемого скважинного клапанного устройства (положение - спуск в скважину или подъем из скважины в составе компоновки с НКТ и ЭЦН), на фиг.6 в разрезе изображен общий вид заявляемого скважинного клапанного устройства (положение - во время работы ЭЦН или при опрессовке колонны НКТ погружным ЭЦН), на фиг.7 - разрез Г-Г на фиг.6, на фиг.8 - разрез Д-Д на фиг.5. Штриховыми линиями со стрелками на фиг.5 и 6 показаны траектории движения флюидов через заявляемое скважинное клапанное устройство, штриховкой в клетку на фиг.7 и 8 обозначены площади сечений для прохода флюидов во время работы ЭЦН или при опрессовке колонны НКТ погружным ЭЦН.

Заявляемое скважинное клапанное устройство (далее устройство) состоит из корпуса 1 с верхней внутренней в виде муфты 2 и нижней наружной в виде ниппеля 3 присоединительными резьбами. Ниже полости муфты 2 в корпусе 1 выполнена расточка 4, в которой установлена крышка 5, неподвижно фиксируемая от проворота штифтом 6 (фиг.2, 3 и 4), а от продольного перемещения - разрезным пружинным кольцом 7.

В нижней части корпуса 1 от торца 8 расточки 4 выполнены продольный канал 9, сообщающий полость 4 с установленным ниже клапана погружным ЭЦН, и боковой канал 10, сообщающий полость 4 с пространством вне устройства, т.е. стволом скважины, при этом расстояние L между центрами бокового канала 10 и продольного канала 9 не превышает двух диаметров d, то есть L<2d. В каналах установлены шариковые клапаны, включающие шар и седло: в боковом канале 10 - шар 11 диаметром d и седло 12, в продольном канале 9 - шар 13 диаметром D и седло 14, причем диаметр D шара 13 больше диаметра d шара 11, т.е. D>d. При этом глубина g расположения посадочной поверхности седла 12 в боковом канале 10 от торца 8 расточки 4 не превышает половины диаметра d шара 11, т.е. g<0,5d, а глубина G расположения посадочной поверхности седла 13 в продольном канале 9 от торца 8 расточки 4 превышает сумму диаметров d и D шаров 11 и 13, т.е. G>D+d (фиг.1, 2, 5 и 6). Таким образом, шар 11 при посадке на седле 12 бокового канала 10 будет гарантированно выступать над торцом 8, а при расположении в продольном канале 9 гарантированно располагаться ниже торца 8.

На торцовой поверхности крышки 5, обращенной к каналам 9 и 10, в диаметральной плоскости выполнена выемка 15 в виде цилиндрического сегмента шириной В и высотой Н (фиг.1, 2, 3 и 7), при этом ширина В выемки 15 больше диаметра d шара 11 и меньше диаметра D шара 13, т.е. d<В<D, высота Н выемки 15 больше диаметра d шара 11, т.е. Н>d, а плоскость симметрии выемки 15 совпадает с плоскостью, проходящей через центры каналов 9 и 10. Над выемкой 15 в крышке 5 выполнено сквозное отверстие 16 в виде паза шириной b, при этом ширина b сквозного отверстия 16 меньше диаметра d шара 11, т.е. b<d, и большая часть площади сквозного отверстия 16 выполнена над половиной выемки 15, расположенной над продольным каналом 9.

Заявляемое устройство работает следующим образом.

В положении, показанном на фиг.1, устройство на поверхности соединяется с верхней частью погружного ЭЦН (не показан) и спускается на НКТ (не показаны) в скважину. При спуске флюид, находящийся в скважине, за счет перепада давления между незаполненными НКТ и скважиной, поступает через боковой канал 10 в корпус 1 заявляемого устройства, поднимая шар 11 над седлом 12, после чего через выемку 15, сквозное отверстие 16 и расточку 4 флюид поступает в полость муфты 2 и далее заполняет НКТ. При этом независимо от скорости спуска устройства и соответственно скорости потока скважинного флюида, циркулирующего через устройство, шар 11 гарантированно переместится в выемку 15 и далее в продольный канал 9, где расположится сверху шара 13 (фиг.5).

Этому способствуют следующие обстоятельства:

- величина глубины g расположения посадочной поверхности седла 12 в боковом канале 10 от торца 8 расточки 4, не превышающая половины диаметра d шара 11, т.е. g<0,5d, расположение выемки 15 в плоскости, проходящей через центры каналов 9 и 10, и соотношение размеров выемки 15 и шара 11, при котором ширина В и высота Н выемки 15 больше диаметра d шара 11, т.е. В>d и Н>d, благодаря чему шар 11 после отрыва потоком флюида от седла 12 немедленно оказывается в выемке 15;

- форма выполнения выемки 15 в виде цилиндрического сегмента, ширина В и высота Н которого больше диаметра d шара 11, т.е. В>d и Н>d, благодаря чему шар 11 может беспрепятственно перемещаться по выемке 15 из бокового канала 10 в сторону продольного канала 9 и наоборот;

- величина расстояния L между центрами бокового канала 9 и продольного канала 10, не превышающая суммарной величины двух диаметров d шара 11, то есть L<2d, форма выполнения сквозного отверстия 16 над выемкой 15 в виде паза, ширина b которого меньше диаметра d шара 11, т.е. b<d, и расположение большей части площади сквозного отверстия 16 над половиной выемки 15, расположенной над продольным каналом 9, благодаря чему поток флюида, циркулируя через канал 10 и выемку 15 по направлению к сквозному отверстию 16, будет оказывать воздействие на шар 11 и на половину выемки 15, расположенной над продольным каналом 9, что обеспечивает перемещение шара 11 из канала 10 в канал 9, расстояние L между которыми меньше суммарной величины двух диаметров d шара 11, то есть L<2d.

Таким образом, выполнение спуско-подъемных операций (СПО) с заявляемым устройством не ограничивается определенной величиной скорости СПО, что сокращает время СПО и уменьшает затраты при эксплуатации заявляемого устройства. Отсутствие необходимости жесткого контроля за величиной скорости СПО приводит к упрощению технологического процесса СПО, что также способствует уменьшению затрат при эксплуатации заявляемого устройства.

Кроме того, благодаря тому, что величина глубины G расположения посадочной поверхности седла 14 в продольном канале 9 от торца 8 расточки 4 превышает сумму диаметров d и D шаров 11 и 13, то есть G > D + d, шару 11 в продольном канале 9 гарантированно обеспечивается расположение ниже торца 8. Тем самым, поток жидкости из скважины, направленно циркулирующий через канал 10, выемку 15 и отверстие 16 даже в турбулентном режиме, минует ниже расположенный в канале 9 шар 11 и не сможет извлечь его из канала 9 в выемку 15, что предотвращает хаотичное перемещение и удары шара 11 о стенки выемки 15 и связанный с этим интенсивный износ как шара 11, так и крышки 5 вследствие возможных процессов наклепа, образования микротрещин и выколов металла из тела шара 11 и крышки 5. Таким образом, заявляемое соотношение глубины G расположения седла 14 и диаметров d и D шаров 11 и 13 способствует повышению надежности работы и увеличению долговечности заявляемого устройства.

В соответствии с технологическим регламентом эксплуатации погружного ЭЦН после его спуска в заданный интервал скважины необходимо произвести опрессовку лифтовой колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), чтобы убедиться в ее герметичности. Эта операция возможна в двух вариантах:

а) вариант 1 - путем нагнетания жидкости в колонну НКТ, закрытую на устье задвижкой, из скважины до необходимого давления путем включения погружного ЭЦН и при этом в заявляемом устройстве должен быть открыт продольный канал 9, чтобы нагнетаемая жидкость циркулировала через устройство в колонну НКТ; должен быть герметично закрыт боковой канал 10, чтобы при опрессовке нагнетаемая жидкость не циркулировала через устройство в скважину;

б) вариант 2 - путем нагнетания жидкости до необходимого давления с поверхности в колонну НКТ и при этом в заявляемом устройстве должны быть герметично закрыты как продольный канал 9, так и боковой канал 10 для того, чтобы при опрессовке нагнетаемая жидкость не циркулировала через устройство в скважину или в погружной ЭЦН.

Поскольку после спуска и установки в заданный интервал шар 11 будет находиться в продольном канале 9 на шаре 13 (фиг.5), а для опрессовки колонны НКТ по обоим вариантам необходимо герметично перекрыть боковой канал 10, шар 11 должен быть перемещен из продольного канала 9 в боковой канал 10. Для этого кратковременно включают погружной ЭЦН, который будет нагнетать жидкость из скважины через заявляемое устройство в колонну НКТ. При этом потоком циркулирующей жидкости шар 13 будет отрываться от седла 14, одновременно поднимая шар 11, который выйдет из продольного канала 9 в выемку 15. Дальнейшим подъемом шара 13 до упора в хорды, образуемые пересечением выемки 15 с нижним торцом крышки 5, и воздействием потока нагнетаемой от ЭЦН жидкости, циркулирующей через канал 9, выемку 15, сквозное отверстие 16, расточку 4 и полость муфты 2 в колонну НКТ, шар 11 будет перемещен по выемке 15 в боковой канал 10, где разместится на седле 12, герметично перекрыв боковой канал 10 и обеспечивая возможность опрессовки колонны НКТ (фиг.6.), Контроль за перемещением шара 11 из продольного канала 9 в боковой канал 10 осуществляется на поверхности: по циркуляции жидкости, выходящей из колонны НКТ, и повышению давления в последней при закрытии задвижки на устье, что контролируется по манометру. После чего продолжают нагнетание жидкости погружным ЭЦН из скважины до требуемого технологическим регламентом давления опрессовки и, тем самым, производят испытание колонны НКТ на герметичность по варианту 1 (фиг.6).

Или выключают погружной ЭЦН для выполнения процесса опрессовки по варианту 2, при этом шар 11 останется на седле 12, перекрыв боковой канал 10, а шар 13 опустится на седло 14, перекрыв продольный канал 9 (фиг.1).

После проведения операции проверки на герметичность колонны НКТ включением погружного ЭЦН осуществляют отбор флюида из скважины. При этом шар 11 после опрессовки должен находиться на седле 12 и перекрыть боковой канал 10, а шар 13, будучи приподнятым потоком нагнетаемого от погружного ЭЦН флюида над седлом 14, откроет продольный канал 9, чем обеспечит циркуляцию флюида через канал 9, выемку 15, сквозное отверстие 16 и расточку 4 в полость муфты 2 и далее в НКТ (фиг.6, 7 и 8).

Подъему шара 13 над седлом 14 и обеспечению циркуляции флюида через устройство способствуют следующие обстоятельства:

- выполнение выемки 15 в виде цилиндрического сегмента, плоскость симметрии которого совпадает с плоскостью, проходящей через центры каналов 9 и 10, форма выполнения сквозного отверстия 16 над выемкой 15 в виде паза и расположение большей части его площади над половиной выемки 15, расположенной над продольным каналом 9, благодаря чему поток флюида, направленно циркулируя через канал 10 и выемку 15 по направлению к сквозному отверстию 16, осуществит подъем шара 13 из канала 9;

- форма выполнения выемки 15 в виде цилиндрического сегмента, ширина В которого меньше диаметра D, то есть В<D, благодаря чему подъем шара 13 из канала 9 осуществляется до упора шара 13 в хорды, образуемые пересечением выемки 15 с нижним торцом крышки 5, что обеспечивает достаточную площадь сечения для циркуляции флюида через устройство во время работы погружного ЭЦН.

При остановке погружного ЭЦН ввиду его отказа в работе, необходимости проведения работ на устье, отключения электроэнергии и т.п. необходимо, чтобы флюид, в это время находящийся в полностью заполненной колонне НКТ, не изливался через заявляемое устройство и ЭЦН обратно в скважину, поскольку повышение уровня жидкости в стволе скважины над погружным ЭЦН будет создавать репрессию на продуктивный пласт и негативно скажется на вызове притока при повторном запуске ЭЦН. Поэтому устройство после остановки ЭЦН должно немедленно отсечь выше расположенную колонну НКТ от скважины и от ЭЦН, для чего необходимо, чтобы оба шара 11 и 13 находились на седлах 12 и 14, перекрывая каналы 9 и 10, т.е. устройство должно находиться в положении, показанном на фиг.1. При этом после остановки ЭЦН в нижней части колонны НКТ, где перед ЭЦН установлено заявляемое устройство, давление флюида будет больше по сравнению с давлением в скважине, т.к. в момент остановки ЭЦН флюид в колонне НКТ был на уровне устья и нагнетался на поверхность, а в скважине уровень жидкости ниже устья. Поскольку во время работы ЭЦН шар 11 находился на седле 12 и канал 10 уже был перекрыт, то флюид, ввиду перепада давлений между колонной НКТ и скважиной, будет перетекать через устройство и ЭЦН в скважину (фиг.6) и переместит шар 13 на седло 14 (фиг.1).

Возвращению шара 13 на седло 14 и надежному незамедлительному отсечению колонны НКТ от ЭЦН после его остановки способствуют следующие обстоятельства:

- выполнение выемки 15 в виде цилиндрического сегмента, плоскость симметрии которого совпадает с плоскостью, проходящей через центры каналов 9 и 10, благодаря чему шар 13 из положения контакта с хордами, образуемыми пересечением выемки 15 с нижним торцом крышки 5, после прекращения подачи флюида на поверхность при отключении ЭЦН может переместиться только вниз в канал 9;

- форма выполнения сквозного отверстия 16 над выемкой 15 в виде паза и расположение большей части его площади над половиной выемки 15, расположенной над продольным каналом 9, благодаря чему поток флюида, перетекая из колонны НКТ через полость муфты 2, расточку 4, сквозное отверстие 16 и выемку 15 по направлению к каналу 9, гарантированно осуществит перемещение и посадку шара 13 на седло 14.

При необходимости проведения ремонта погружного ЭЦН в случае его отказа, проведения ремонтно-изоляционных работ в скважине, применения методов повышения нефтеотдачи (гидроразрыв, кислотная обработка и пр.) и других работ необходимо извлечь из ствола скважины всю спущенную компоновку, т.е. колонну НКТ с заявляемым устройством и погружным ЭЦН. Однако в некоторых ситуациях предварительно перед подъемом необходимо убедиться в герметичности колонны НКТ, т.е. произвести ее опрессовку. Поскольку после планового выключения ЭЦН или прекращения подачи флюида ввиду остановки ЭЦН из-за его отказа шары 11 и 13 будут находиться на своих седлах 12 и 14 и, следовательно, будут герметично закрыты как продольный канал 9, так и боковой канал 10, устройство будет готово для опрессовки колонны НКТ по варианту 2, т.е. путем нагнетания жидкости с поверхности в колонну НКТ до необходимого давления.

Для последующего подъема колонны НКТ с заявляемым устройством и ЭЦН из скважины необходимо, чтобы заявляемое устройство обеспечивало беспрепятственный слив флюида самотеком из колонны НКТ в скважину. В противном случае при отвинчивании на устье каждой очередной насосно-компрессорной трубы из нее будет происходить излив флюида и поскольку добываемым из скважины углеводородным флюидом являются пожаро- и экологически опасные нефть или газовый конденсат, то при их разливе потребуются затраты как на его предотвращение, так при неизбежных утечках - на работы по сбору разлитых около устья утечек флюида, а также на противопожарные, природоохранные и рекультивационные мероприятия.

Поэтому перед подъемом ЭЦН из скважины в устройстве должен быть открыт канал 10, а шар 11 должен находиться в канале 9 сверху шара 13, т.е. находиться в положении, показанном на фиг.5, что обеспечивает переток флюида, находящегося в колонне НКТ, через полость муфты 2, расточку 4, сквозное отверстие 16, выемку 15 и канал 10 в скважину.

Поскольку после отключения ЭЦН и опрессовки колонны НКТ шары 11 и 13 будут находиться на своих седлах 12 и 14, то для осуществления подъема колонны НКТ и обеспечения слива флюида из нее необходимо перевести шар 11 из канала 10 в канале 9. Для этого предварительно перед подъемом в целях безопасности для предотвращения открытого нефтегазового фонтана производится заполнение скважины жидкостью глушения, которая при полном заполнении скважины до устья и дальнейшем нагнетании за счет перепада давления между колонной НКТ и скважиной, поступает через боковой канал 10 в корпус 1 заявляемого устройства, поднимая шар 11 над седлом 12, после чего через выемку 15, сквозное отверстие 16 и расточку 4 поступает в полость муфты 2 и далее в колонну НКТ. При этом поток жидкости переместит шар 11 в выемку 15 и далее в продольный канал 9, где шар 11 расположится сверху шара 13 (фиг.5).

Таким образом, применение заявляемого скважинного клапанного устройства обеспечивает по сравнению с аналогами и прототипом:

- повышение надежности работы;

- уменьшение затрат при эксплуатации;

- многофункциональность эксплуатации;

- уменьшение стоимости изготовления.

Источники, принятые во внимание

1. Патент RU №2150575, МПК⁷ Е 21 В 34/06, опубл. 10.06.2000 г.

2. Патент RU №2016189, МПК⁷ Е 21 В 34/06, опубл. 15.07.1994г.

3. Патент RU №2081997, МПК⁷ Е 21 В 34/06, 21/10, опубл. 20.06.1997 г.