Скважинный инструмент, имеющий осевой канал и открываемый/закрываемый боковой канал для текучей среды
DOWNHOLE TOOL HAVING AXIAL CHANNEL AND OPENING/CLOSING SIDE CHANNEL FOR FLUID MEDIUM

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
Данное изобретение относится к скважинному инструменту и способу. В частности, помимо прочего, варианты выполнения данного изобретения относятся к скважинному инструменту, функционально связанному с внутрискважинным насосом, для механизированных способов добычи.
ПРЕДПОСЫЛКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
При извлечении природных ресурсов из подземных резервуаров, которые могут включать углеводородные флюиды и/или воду и/или газ, между резервуаром и поверхностью земли часто возникает перепад давления (известный как гидростатический напор), который нужно устранить, чтобы подать на поверхность запасы флюидов. В отрасли по добыче углеводородов данный процесс часто называют «механизированной добычей».
Механизированная добыча может быть обеспечена при помощи разнообразных средств, включая применение насосов, таких как винтовой насос (РСР). Винтовые насосы представляют собой поршневые насосы прямого вытеснения, и поэтому между составными компонентами указанных насосов, ответственными за образование давления, существует физический контакт. Обычный винтовой насос содержит стальной винтовой ротор и резиновый статор, внутренний эксцентрический винтовой профиль которого непосредственно соответствует профилю ротора. Как правило, статор заключен в стальную трубу, которая образует нижнюю часть насосно-компрессорной колонны, проходящей от резервуара к поверхности. Как правило, ротор соединен с нижней частью колонны насосных штанг, которая тоже проходит к поверхности. Наружный диаметр ротора и колонны насосных штанг меньше внутреннего диаметра указанной насосно-компрессорной колонны. Ротор и колонну насосных штанг спускают от поверхности по каналу насосно-компрессорной колонны и располагают таким образом, чтобы ротор находился внутри статора. Данное расположение обеспечивает образование полостей вдоль длины винтового насоса. Колонна насосных штанг соединена с соответствующим многооборотным приводом, расположенным на поверхности, который при эксплуатации винтового насоса обеспечивает мощность для вращения указанной колонны и узла ротора, расположенного внутри статора. Применение направляющих тяг или центраторов вдоль длины колонны насосных штанг является обычным условием для сохранения указанной колонны в сравнительно центральном положении внутри насосно-компрессорной колонны. Данное вращательное движение заставляет текучую среду, находящуюся в полостях, перемещаться кверху в насосно-компрессорной колонне, приводя к постепенному повышению давления между впуском и выпуском винтового насоса. Данное прямое вытеснение текучей среды преодолевает гидростатический напор и обеспечивает требуемый подъем с целью подачи текучих сред из резервуара на поверхность.
Винтовые насосы могут быть использованы для подачи воды или углеводородных флюидов на поверхность, причем указанные вещества могут быть легкими и текучими или тяжелыми и очень вязкими, при этом в указанных областях применения вместе с добываемыми флюидами часто образуется большое количество песка и других твердых веществ. Межремонтный период винтовых насосов в большой степени зависит от количества твердых веществ, пропускаемых через насос.
Часто песок и другие твердые вещества, проходящие через винтовой насос, будут находиться во взвешенном состоянии, увлекаемые столбом флюида над винтовым насосом внутри насосно-компрессорной колонны. Если работа насоса остановлена, что может возникнуть по разнообразным причинам, включая запланированное техническое обслуживание или незапланированные отключения электропитания, указанные твердые вещества могут осаждаться наверху насоса, образуя песчаную пробку сверху насоса. В тех областях применения, в которых образуется чрезмерное количество песка/твердых веществ, твердые вещества также могут поступать в верхние ступени (полости) насоса. Если образована песчаная пробка, то при повторном запуске насоса он сначала работает всухую, пока давление постепенно не повысится до значения, при котором будет выбита песчаная пробка. Вследствие тесного контакта между ротором и статором данный период сухого хода может нанести серьезное повреждение выполненному из резины статору, фактически разрушая насос.
Традиционно, данную ситуацию исключали путем вытягивания ротора из статора, чтобы выбить песчаную пробку и обеспечить ее проваливание через статор обратно в резервуар. Однако данная дополнительная операция требует специализированного оборудования, является очень дорогостоящей и занимает много времени. Когда работа насоса остановлена, большой объем текучей среды внутри насосно-компрессорной колонны будет приводить к опусканию текучей среды или возврату по принципу сообщающихся сосудов к статическому уровню текучей среды в резервуаре, уравнивая давление в системе. При обычной конструкции винтового насоса данный столб сообщающихся флюидов действует на ротор при очень высоком давлении. Данное давление будет заставлять ротор/колонну насосных штанг вращаться внутри статора в направлении, противоположном обычному режиму работы насоса, состояние, известное как «обратное вращение». Данное явление нежелательно, так как может повредить колонну насосных штанг или расположенное на поверхности приводное оборудование и на затухание указанного явления может потребоваться много времени.
Более того, если песок или другие твердые вещества попали в верхние ступени насоса, то кроме вытягивания ротора из статора с целью очистки от любой песчаной пробки будет необходимо прокачать флюиды через статор, после того как ротор будет вытянут с целью вымывания данных твердых веществ. Указанные процедуры общеизвестны как «промывка противотоком» или «промывка струей». Для совершения указанных операций нужно не только чтобы ротор легко вынимался, но и цельность насосно-компрессорной колонны была сохранена на всем протяжении от поверхности до статора. Все аспекты указанных операций, как правило, являются дорогостоящими и отнимают много времени.
СУЩНОСТЬ
Аспекты данного изобретения относятся к скважинному инструменту и способу, и в частности, но не исключительно, скважинному инструменту, функционально связанному с внутрискважинным насосом, а также к способу, применяемому при механизированной добыче.
Согласно первому аспекту предложен скважинный инструмент, содержащий:
корпус, через который проходит осевой канал, при этом скважинный инструмент выполнен с возможностью избирательного проточного сообщения через осевой канал; и боковой канал, проходящий через корпус, причем скважинный инструмент выполнен с возможностью перехода между первым, закрытым состоянием, при котором предотвращено проточное сообщение через боковой канал, и вторым, открытым состоянием, при котором допускается проточное сообщение через боковой канал, при этом в обычном режиме скважинный инструмент находится в первом, закрытом состоянии.
Скважинный инструмент может содержать клапанное устройство, конфигурация которого обеспечивает избирательное проточное сообщение через осевой канал. Когда скважинный инструмент находится во втором, открытом состоянии, допускающем проточное сообщение через боковой канал, данный инструмент может предотвращать проточное сообщение через осевой канал. Данное устройство преимущественно допускает отведение текучей среды через боковой канал, но исключает обратный поток текучей среды по осевому каналу.
Скважинный инструмент может содержать гильзовый элемент. Гильзовый элемент может быть функционально связан с боковым каналом. Скважинный инструмент может быть выполнен таким образом, что в первом, закрытом состоянии гильзовый элемент препятствует проточному сообщению через боковой канал. Скважинный инструмент может быть сконфигурирован таким образом, что во втором, открытом состоянии гильзовый элемент допускает проточное сообщение через боковой канал.
Скважинный инструмент может работать, переходя из первого, закрытого состояния во второе, открытое состояние в ответ на событие активации.
В процессе эксплуатации скважинный инструмент может проходить в стволе скважины, например, скважины по добыче нефти и/или газа, как часть насосно-компрессорной колонны, причем данный инструмент сконфигурирован таким образом, что клапанное устройство допускает избирательное протекание текучей среды по осевому каналу через скважинный инструмент, при этом исключая протекание текучей среды через боковой канал, причем скважинный инструмент может работать, переходя из первого, закрытого состояния во второе, открытое состояние в ответ на событие активации, отводя текучую среду через боковой канал.
Событие активации может представлять разного рода события.
Событие активации может включать силовое воздействие на гильзовый элемент.
Событие активации может включать воздействие силы давления текучей среды на гильзовый элемент. Сила давления текучей среды может включать силу дифференциального давления, действующую на гильзовый элемент, например, перепада давления между текучей средой, находящейся выше по стволу относительно указанного элемента, и текучей средой, находящейся ниже по стволу относительно данного элемента. В конкретных вариантах выполнения событие активации может включать воздействие силы давления текучей среды на гильзовый элемент в результате отключения внутрискважинного насоса, с которым функционально связан скважинный инструмент.
В процессе эксплуатации скважинный инструмент может быть функционально связан с внутрискважинным насосом, и конфигурация клапанного устройства данного инструмента может допускать прохождение текучей среды от внутрискважинного насоса к поверхности или другому местоположению, находящемуся выше по стволу скважины, через осевой канал, исключая при этом обратный поток. В ходе данных операций скважинный инструмент находится в состоянии, в котором боковой канал перекрыт, сохраняя цельность скважинного инструмента и связанной насосно-компрессорной колонны. В случае прекращения работы насоса скважинный инструмент может переходить во второе, открытое состояние с отводом текучей среды выше клапанного устройства через боковой канал.
Варианты выполнения данного изобретения имеют ряд преимуществ по сравнению с обычным оборудованием и технологиями.
Например, в тех ситуациях, когда имеет место осаждение твердых веществ и/или образование песчаной пробки над внутрискважинным насосом, при перезапуске указанного насоса он сначала работает всухую, поскольку давление постепенно повышается до значения, при котором может быть выбита песчаная пробка. Однако за счет тесного контакта между ротором и статором насоса данный начальный период работы всухую может привести к существенному повреждению насоса и взаимосвязанного оборудования.
При этом в вариантах выполнения данного изобретения возможность избирательного отведения текучей среды через боковой канал обеспечивает увеличенный межремонтный период взаимосвязанного внутрискважинного насоса за счет устранения повреждения, которое могло бы возникнуть вследствие осаждения твердых частиц и/или образования песчаной пробки наверху внутрискважинного насоса, когда он перестает работать или не может обеспечить подъем данного твердого материала на поверхность.
Варианты выполнения данного изобретения также исключают необходимость выполнения дополнительных работ, тем самым, обеспечивая значительную экономию затрат и времени на работу оператора по сравнению с обычными способами и технологией.
Например, пытаясь выбить песчаную пробку обычным способом, нужно выполнять дополнительную операцию, при этом ротор насоса вытягивают из статора, чтобы песок и другие твердые вещества могли провалиться через статор насоса обратно в резервуар. Кроме вытягивания ротора из статора с целью очистки от пробки, состоящей из твердых частиц/песка, требуется выполнить операцию продувки твердых частиц через статор при вынутом роторе, известную как «промывка противотоком» или «промывка струей». Данные дополнительные операции требуют, чтобы ротор легко вынимался, а также, чтобы цельность насосно-компрессорной колонны сохранялась по всей ее длине от поверхности до статора.
В вариантах выполнения настоящего изобретения, возможность сохранения цельности насосно-компрессорной колонны в процессе обычной работы и избирательного отведения текучей среды через боковой канал исключает необходимость выполнения указанных дополнительных операций.
В качестве альтернативы или дополнения варианты выполнения данного изобретения могут обеспечивать ряд других преимуществ.
Например, при остановке работы внутрискважинного насоса для выполнения дополнительных операций, большой объем текучей среды внутри насосно-компрессорной колонны будет приводить к опусканию текучей среды или возврату по принципу сообщающихся сосудов к стационарному уровню текучей среды в резервуаре, уравнивая давление. При обычной конструкции внутрискважинного насосного оборудования данный столб сообщающихся флюидов действует на ротор насоса при очень высоком давлении и заставляет ротор вращаться внутри статора в направлении, противоположном обычному режиму работы насоса, состояние, известное как «обратное вращение». Данное явление нежелательно, так как может повредить колонну насосных штанг или расположенное на поверхности приводное оборудование, при этом на затухание указанного явления может потребоваться много времени.
Однако в вариантах выполнения настоящего изобретения данное высокое давление действует на гильзовый элемент, переводя скважинный инструмент из первого состояния во второе, открытое состояние, отводя текучую среду в межтрубное пространство. Таким образом, скважинный инструмент согласно вариантам выполнения данного изобретения может обеспечивать увеличение межремонтного периода насоса благодаря исключению или уменьшению обратного вращения насоса, и в то же время, обеспечивая и упрощая операции промывки противотоком, выполняемые при необходимости.
Более того, варианты выполнения данного изобретения могут обеспечить отведение текучей среды через межтрубное пространство обратно в пласт месторождения, что обеспечивает увеличение межремонтного периода насоса за счет уменьшения последствий избыточного объема выработки и отключения насоса, когда скважинные флюиды не могут достаточно быстро проникать через пласт залежи на замену флюидов, выведенных на поверхность, что приводит к работе насоса всухую с последующим существенным повреждением насоса и взаимосвязанного оборудования.
Более того, варианты выполнения данного изобретения могут обеспечивать выполнение и упрощение операций по обработке скважины с целью оптимизации или стимулирования производства, поскольку посредством бокового канала можно обеспечить доступ в межтрубное пространство.
В качестве альтернативы или дополнения, событие активации может включать воздействие давления текучей среды, образуемого текучей средой, направленной через осевой канал от поверхности или другого местоположения, расположенного около устья скважины. Например, данная текучая среда может включать текучую среду для обработки скважины или т.п, но не ограничиваясь указанным. Таким образом, варианты выполнения данного изобретения обеспечивают химическую обработку или операции по инжекции без необходимости выполнения дополнительных операций, таких как вытягивание ротора насоса из статора, как описано выше.
Как описано выше, скважинный инструмент может быть сконфигурирован таким образом, что в обычном состоянии находится в первом, закрытом состоянии, в котором гильзовый элемент препятствует проточному сообщению через боковой канал. В процессе эксплуатации скважинный инструмент может иметь конфигурацию, которая обеспечивает автоматический возврат данного инструмента в исходное состояние, то есть, в первое, закрытое состояние после того как текучая среда была отведена через боковой канал. Данное обычное состояние скважинного инструмента может быть обеспечено разными способами. В некоторых вариантах выполнения скважинный инструмент может быть смещен по направлению к первой, закрытой конфигурации посредством смещающего элемента, функционально связанного с гильзовым элементом. В процессе эксплуатации смещающий элемент может воздействовать на гильзовый элемент, вытесняя данный элемент осевым образом по направлению к положению запирания* бокового канала (то есть, его обычному состоянию/положению) до тех пор, пока гильзовый элемент находится под воздействием силы, достаточной для преодоления усилия, оказываемого смещающим элементом (то есть, до события активации). Смещающий элемент может содержать пружинный элемент, такой как спиральная пружина, эластомерный элемент, полимерный элемент или другой элемент, конфигурация которого обеспечивает смещение гильзового элемента.
В качестве альтернативы или дополнительно, скважинный инструмент может быть смещен в первое, закрытое состояние с помощью давления текучей среды. Например, гильзовый элемент может иметь такую конфигурацию, что направленная кверху скважины область указанного элемента подверженная/связанная с давлением текучей среды вверх по стволу скважины - что приводит к образованию усилия, вытесняющего данный элемент к открытой конфигурации - меньше той области гильзового элемента, которая направлена вниз скважины и подвержена/связана с давлением текучей среды вниз по стволу скважины. Разность площадей преимущественно обеспечивает смещение или еще более смещает гильзовый элемент в направлении закрывания бокового канала при одинаковых или по существу одинаковых режимах давления.
Как описано выше, гильзовый элемент функционально связан с боковым каналом.
Гильзовый элемент может иметь в целом трубчатую конструкцию.
В некоторых вариантах выполнения гильзовый элемент может содержать один или несколько боковых каналов, например, боковое проточное отверстие. В данных вариантах выполнения конфигурация скважинного инструмента может обеспечивать второе, открытое ссотояние с помощью совмещения бокового канала гильзового элемента с боковым каналом скважинного инструмента. В конкретных вариантах выполнения гильзовый элемент может представлять сплошной элемент, то есть, может не иметь бокового канала.
Гильзовый элемент может иметь цельную конструкцию.
В конкретных вариантах выполнения гильзовый элемент может содержать несколько компонентов, соединенных друг с другом. Например, гильзовый элемент может содержать верхнюю часть и нижнюю часть. Верхняя и нижняя части гильзового элемента могут быть соединены друг с другом посредством по меньшей мере одного механического соединительного устройства, такого как резьбовое соединение, быстроразъемный соединитель, сварное соединение, клеевое соединение или другое соответствующее соединительное устройство. Верхняя и нижняя части гильзового элемента могут быть изготовлены из одного и того же материала, либо из разных материалов.
Гильзовый элемент может предусматривать расположение внутри корпуса. В вариантах выполнения, содержащих смещающий элемент, гильзовый элемент может быть присоединен своим нижним относительно скважины концом к смещающему элементу.
Скважинный инструмент может содержать ограничитель, например, стопор, который ограничивает ход гильзового элемента в направлении вверх по скважине.
В процессе эксплуатации гильзовый элемент функционально взаимосвязан с боковым каналом для текучей среды и обычно принимает положение запирания указанного канала до тех пор, пока не произойдет событие активации данного элемента, после чего гильзовый элемент перемещается осевым образом, обеспечивая возможность отведения текучей среды через указанный канал.
Боковой канал для текучей среды может иметь по меньшей мере одно боковое отверстие. В процессе эксплуатации боковое отверстие обеспечивает возможность проточного сообщения между осевым каналом и кольцевым пространством, образованным между наружной поверхностью скважинного инструмента и каналом скважины.
Боковой канал для текучей среды может иметь только одно боковое отверстие. В конкретных вариантах выполнения боковой канал для текучей среды может иметь несколько боковых отверстий. Если боковой канал имеет группу боковых отверстий, два или более из данных отверстий могут быть расположены окружным образом. В качестве альтернативы или дополнения, два или более боковых отверстия могут быть расположены осевым образом.
По меньшей мере одно боковое отверстие для текучей среды может иметь любую соответствующую форму. По меньшей мере одно боковое отверстие для текучей среды может иметь круглую или овальную форму. В конкретных вариантах выполнения по меньшей мере одно боковое отверстие может иметь прямоугольную или по существу прямоугольную форму.
Клапанное устройство может содержать седло клапана. Седло клапана может быть образовано на трубчатом элементе или присоединено к указанному элементу, который образует часть корпуса или соединен с корпусом.
Трубчатый элемент может иметь боковой канал для текучей среды. В процессе эксплуатации боковой канал трубчатого элемента может обеспечивать проточное сообщение между осевым каналом скважинного инструмента и гильзовым элементом, в частности, направленной вниз относительно ствола скважины области гильзового элемента. Скважинный инструмент может содержать один или несколько каналов для текучей среды, обеспечивающих проточное сообщение между осевым каналом и гильзовым элементом. Как описано выше, разница площадей гильзового элемента обеспечивает смещение или еще более смещает гильзовый элемент в направлении закрытия бокового канала при одинаковых или по существу одинаковых режимах давления. Канал для текучей среды способствует проточному сообщению текучей среды с той областью гильзового элемента, которая направлена вниз скважины, так что и данная область и область гильзового элемента, направленная вверх скважины, находятся при одинаковом или по существу одинаковом давлении.
Боковой канал для текучей среды, выполненный в трубчатом элементе, может иметь по меньшей мере одно боковое отверстие. В процессе эксплуатации боковое отверстие трубчатого элемента обеспечивает возможность проточного сообщения между осевым каналом и каналом для текучей среды. Боковой канал для текучей среды, выполненный в трубчатом элементе, может иметь только одно боковое отверстие. В конкретных вариантах выполнения боковой канал трубчатого элемента может иметь несколько боковых отверстий. Если боковой канал трубчатого элемента имеет несколько боковых отверстий, два или более из данных отверстий могут быть расположены окружным образом. В качестве альтернативы или дополнения, два или более боковых отверстий могут быть расположены осевым образом.
Конфигурация седла клапана может обеспечивать минимизацию или уменьшение эрозии. Например, седло клапана может содержать или предусматривать включение материала, на который наварен твердый сплав. Материал, на который наварен твердый сплав, может содержать карбид вольфрама. В качестве альтернативы или дополнения, профиль седла клапана может обеспечивать минимизацию или уменьшение трения.
По меньшей мере одно из корпуса и седла клапана может иметь конфигурацию, которая обеспечивает высокую скорость текучей среды вокруг седла клапана в процессе эксплуатации. Данное условие преимущественно тоже способствует исключению или по меньшей мере уменьшению обрастания твердых частиц, таких как песок, в скважинном инструменте.
Конфигурация седла клапана может обеспечивать размещение клапанного элемента, при этом зацепляющий уплотнительный контакт между клапанным элементом и седлом клапана препятствует проточному сообщению через осевой канал.
В процессе эксплуатации седло клапана функционально связано с клапанным элементом, при этом конфигурация седла предусматривает взаимодействие с клапанным элементом, допуская избирательное проточное сообщение в осевом направлении через скважинный инструмент. В процессе механизированной эксплуатации скважины или в ходе других насосных операций текучая среда может воздействовать на клапанный элемент, выбивая его из седла клапана и обеспечивая возможность проточного сообщения в осевом направлении через скважинный инструмент. В случае прекращения насосных операций или, если давление является недостаточным для выбивания клапанного элемента, данный элемент будет находиться в зацеплении с седлом клапана и препятствовать обратному потоку через скважинный инструмент.
Скважинный инструмент может содержать или быть функционально взаимосвязанным с клапанным элементом.
В некоторых вариантах выполнения клапанный элемент может быть соединен со скважинным инструментом. Однако в конкретных вариантах выполнения клапанный элемент может быть расположен на внутрискважинном насосе или присоединен к данному насосу. Клапанный элемент может быть расположен на роторе внутрискважинного насоса или может составлять часть данного ротора и в конкретных вариантах выполнения может быть расположен в колонне насосных штанг внутрискважинного насоса.
Клапанный элемент может быть выполнен с возможностью осевого перемещения относительно внутрискважинного насоса. Например, клапанный элемент может быть соединен с внутрискважинным насосом с возможностью осевого и/или поворотного перемещения. В процессе эксплуатации клапанный элемент может осевым образом перемещаться относительно внутрискважинного насоса, в частности, может осевым образом перемещаться относительно колонны насосных штанг под воздействием выхода потока текучей среды из внутрискважинного насоса.
В конкретных вариантах выполнения клапанный элемент может содержать плавающий клапанный элемент. Клапанный элемент может свободно перемещаться относительно корпуса скважинного инструмента. Клапанный элемент может свободно перемещаться осевым образом относительно корпуса скважинного инструмента. Клапанный элемент может свободно перемещаться поворотным образом относительно корпуса скважинного инструмента. Клапанный элемент, выполненный согласно вариантам выполнения данного изобретения, имеет ряд преимуществ. Например, поскольку клапанный элемент имеет возможность свободного перемещения и для его работы не нужно использовать никакой блокирующий или разблокирующий механизм, клапанное устройство может многократно перемещаться между закрытой и открытой конфигурацией и/или без необходимости выполнения дополнительной операции по блокированию/разблокированию клапанного элемента.
Клапанный элемент может иметь разные виды.
Клапанный элемент может содержать корпусную часть, входящую в зацепление с седлом клапана. Корпусная часть клапанного элемента может иметь трубчатую форму.
Клапанный элемент может содержать центрирующую часть. Центрирующая часть может быть образована на корпусной части клапанного элемента или присоединена к данной части. Конфигурация центрирующей части может обеспечивать зацепляющее взаимодействие с трубчатым элементом скважинного инструмента.
В конкретных вариантах выполнения клапанный элемент может содержать первую и вторую части корпуса клапанного элемента. Первая и вторая части корпуса клапанного элемента могут предусматривать соединение друг с другом. Конфигурация первой и второй частей корпуса клапанного элемента может обеспечивать соединение посредством по меньшей мере одного механического соединительного устройства, такого как резьбовое соединение, быстроразъемный соединитель, сварное соединение, клеевое соединение или другое соответствующее соединительное устройство. В процессе эксплуатации первая часть корпуса клапанного элемента может образовывать верхнюю часть корпуса данного элемента. Первая часть корпуса может предусматривать зацепляющее взаимодействие с седлом клапана. В процессе эксплуатации вторая часть корпуса клапанного элемента может образовывать нижнюю часть корпуса данного элемента. Вторая часть корпуса клапанного элемента может содержать или в определенных вариантах выполнения предусматривать установку центрирующей части клапанного элемента. Клапанный элемент может работать преимущественно как центратор или направляющая для колонны насосных штанг.
По меньшей мере одна из части корпуса клапанного элемента и центрирующей части клапанного элемента может иметь канал, облегчающий прохождение текучей среды.
Корпус может представлять собой единый компонент.
В альтернативном варианте корпус может содержать несколько частей.
Корпус может содержать первую часть. Первая часть корпуса может образовывать верхний кожух скважинного инструмента. Первая часть корпуса может являться трубчатой. В первой части корпуса может быть образован боковой канал для текучей среды.
Корпус может содержать вторую часть. Вторая часть корпуса может образовывать нижний кожух скважинного инструмента.
Скважинный инструмент может содержать или предусматривать соединение с верхним переходником. Верхний переходник может представлять третью часть корпуса.
Скважинный инструмент может содержать или предусматривать соединение с нижним переходником. Нижний переходник может представлять четвертую часть корпуса.
Верхний переходник, верхняя часть кожуха, расходная труба и нижний переходник могут в совокупности образовывать осевой канал для текучей среды скважинного инструмента.
Как описано выше, скважинный инструмент может быть функционально связан с внутрискважинным насосом.
Внутрискважинной насос может иметь разные виды. В конкретных вариантах выполнения внутрискважинный насос может представлять насос прямого вытеснения, такой как винтовой насос (РСР) или аналогичный ему. Скважинный инструмент может составлять часть узла внутрискважинного насоса, содержащего внутрискважинной насос. Конфигурация скважинного инструмента может обеспечивать соединение с внутрискважинным насосом. В конкретных вариантах выполнения скважинный инструмент может быть соединен с кожухом статора внутрискважинного насоса.
Скважинный инструмент может содержать соединительное устройство, обеспечивающее присоединение указанного инструмента к насосно-компрессорной колонне. Соединительное устройство может содержать соединитель, обеспечивающий присоединение скважинного инструмента к верхнему относительно скважины компоненту насосно-компрессорной колонны. В некоторых вариантах выполнения соединитель, обеспечивающий присоединение инструмента к верхнему относительно скважины компоненту насосно-компрессорной колонны, может быть выполнен как единое целое с корпусом. В конкретных вариантах выполнения указанный соединитель может содержать отдельный компонент, в частности, помимо прочего, верхний переходник или т.п.
Соединительное устройство может содержать соединитель, обеспечивающий присоединение инструмента к нижнему относительно скважины компоненту насосно-компрессорной колонны. В некоторых вариантах выполнения соединитель, обеспечивающий присоединение инструмента к нижнему относительно скважины компоненту насосно-компрессорной колонны, может быть выполнен как единое целое со вторым элементом. В конкретных вариантах выполнения соединитель, обеспечивающий присоединение инструмента к нижнему относительно скважины компоненту насосно-компрессорной колонны, может содержать отдельный компонент, в частности, но не исключительно, нижний переходник или т.п.
По меньшей мере один из верхнего относительно скважины соединителя и нижнего относительно скважины соединителя может содержать резьбовой соединитель или т.п.По меньшей мере один из верхнего относительно скважины соединителя и нижнего относительно скважины соединителя может содержать резьбовую муфту замка. По меньшей мере один из верхнего относительно скважины соединителя и нижнего относительно скважины соединителя может содержать резьбовой штыревой соединитель.
Осевой канал для текучей среды может содержать сквозное отверстие скважинного инструмента.
Согласно второму аспекту предложен способ, включающий:
обеспечение скважинного инструмента, содержащего: корпус, через который проходит осевой канал, причем скважинный инструмент выполнен с возможностью избирательного проточного сообщения через осевой канал; и проходящий через корпус боковой канал; и
функционирование скважинного инструмента между первым, закрытым состоянием, при котором гильзовый элемент предотвращает проточное сообщение через боковой канал, и вторым, открытым состоянием, при котором гильзовый элемент допускает избирательное проточное сообщение через боковой канал.
Скважинный инструмент может содержать клапанное устройство, конфигурация которого обеспечивает возможность избирательного проточного сообщения через осевой канал. Когда скважинный инструмент образует вторую, открытую конфигурацию, допускающую проточное сообщение через боковой канал, указанный инструмент может предотвращать проточное сообщение через осевой канал. Данное устройство преимущественно допускает отведение текучей среды через боковой канал, но исключает обратный поток текучей среды через осевой канал.
Скважинный инструмент может содержать гильзовый элемент. Гильзовый элемент может быть функционально взаимосвязан с боковым каналом. Скважинный инструмент может быть сконфигурирован таким образом, что при первой, закрытой конфигурации гильзовый элемент препятствует проточному сообщению через боковой канал. Скважинный инструмент может быть сконфигурирован таким образом, что во втором, открытом состоянии гильзовый элемент обеспечивает возможность проточного сообщения через боковой канал.
Способ может включать проведение скважинного инструмента в канал скважины как часть насосно-компрессорной колонны.
Клапанное устройство скважинного инструмента может содержать или быть функционально взаимосвязанным с клапанным элементом, при этом способ может включать проведение клапанного элемента в канал скважины. В некоторых вариантах выполнения клапанный элемент может быть проведен в канал скважины вместе со скважинным инструментом. В некоторых вариантах выполнения клапанный элемент может быть проведен в канал скважины отдельно от скважинного инструмента. Например, клапанный элемент может быть перемещен в канал скважины на роторе или колонне насосных штанг внутрискважинного насоса, с которым соединен или функционально взаимосвязан скважинный инструмент.
Способ может включать направление обрабатывающей текучей среды от поверхности или другого местоположения, которое выше по скважине относительно скважинного инструмента.
Согласно третьему аспекту предложен скважинный инструмент, содержащий:
корпус, через который проходит осевой канал, причем скважинный инструмент выполнен с возможностью избирательного проточного сообщения через осевой канал
боковой канал, проходящий через корпус;
причем скважинный инструмент выполнен с возможностью перехода между первым, закрытым состоянием, при котором скважинный инструмент предотвращает проточное сообщение через боковой канал, и вторым, открытым состоянием, при котором скважинный инструмент допускает проточное сообщение через боковой канал, причем скважинный инструмент содержит клапанный элемент, выполненный с возможностью свободного осевого перемещения относительно корпуса, или функционально связан с указанным элементом.
Скважинный инструмент может содержать клапанное устройство, конфигурация которого обеспечивает возможность избирательного проточного сообщения через осевой канал. Когда скважинный инструмент имеет вторую, открытую конфигурацию, допускающую проточное сообщение через боковой канал, указанный инструмент может исключать проточное сообщение через осевой канал. Данное устройство преимущественно допускает отведение текучей среды через боковой канал, но препятствует обратному потоку текучей среды через осевой канал.
Скважинный инструмент может содержать гильзовый элемент. Гильзовый элемент может быть функционально взаимосвязан с боковым каналом. Скважинный инструмент может быть сконфигурирован таким образом, что в первом, закрытом состоянии гильзовый элемент препятствует проточному сообщению через боковой канал. Скважинный инструмент может быть сконфигурирован таким образом, что во втором, открытом состоянии гильзовый элемент обеспечивает возможность проточного сообщения через боковой канал.
Согласно четвертому аспекту предложен способ, включающий:
обеспечение скважинного инструмента, содержащего: корпус, через который проходит осевой канал, причем скважинный инструмент выполнен с возможностью избирательного проточного сообщения через осевой канал; и проходящий через корпус боковой канал
функционирование скважинного инструмента между первым, закрытым состоянием, при котором скважинный инструмент предотвращает проточное сообщение через боковой канал, и вторым, открытым состоянием, при котором скважинный инструмент допускает проточное сообщение через боковой канал, причем скважинный инструмент содержит клапанный элемент, выполненный с возможностью свободного осевого перемещения относительно корпуса, или функционально связан с указанным элементом.
Скважинный инструмент может содержать клапанное устройство, конфигурация которого обеспечивает возможность избирательного проточного сообщения через осевой канал. Когда скважинный инструмент находится во втором, открытом состоянии, допускающем проточное сообщение через боковой канал, указанный инструмент может препятствовать проточному сообщению через осевой канал. Данное устройство преимущественно допускает отведение текучей среды через боковой канал, но исключает обратный поток текучей среды по осевому каналу.
Скважинный инструмент может содержать гильзовый элемент. Гильзовый элемент может быть функционально взаимосвязан с боковым каналом. Скважинный инструмент может быть сконфигурирован таким образом, что при первой, закрытой конфигурации гильзовый элемент препятствует проточному сообщению через боковой канал. Скважинный инструмент может быть сконфигурирован таким образом, что во втором, открытом состоянии гильзовый элемент обеспечивает возможность проточного сообщения через боковой канал.
Следует понимать, что описанные выше признаки, касающиеся любого аспекта, варианта выполнения или устройства, либо описанные далее применительно к любому конкретному варианту выполнения или устройству, могут быть использованы либо самостоятельно, либо в сочетании с любым другим описанным признаком, в любом другом аспекте или варианте выполнения изобретения.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Далее указанные и другие аспекты данного изобретения будут описаны исключительно в качестве примера и со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых:
Фиг. 1 изображает скважинный инструмент согласно варианту выполнения данного изобретения, при этом скважинный инструмент образует часть узла внутрискважинного насоса;
Фиг. 2 изображает вид сбоку скважинного инструмента, представленного на фиг. 1;
Фиг. 3 представляет скважинный инструмент, изображенный на фиг. 2, в продольном разрезе;
Фиг. 4 представляет увеличенный вид верхней по скважине секции скважинного инструмента, изображенного на фиг. 3;
Фиг. 5 представляет увеличенный вид нижней по скважине секции скважинного инструмента, изображенного на фиг. 3;
Фиг. 6 представляет скважинный инструмент в продольном разрезе;
Фиг. 7 представляет вид в аксонометрии клапанного элемента, применяемого со скважинным инструментом, изображенным на фиг. 1 - фиг. 6;
Фиг. 8 представляет вид сбоку клапанного элемента, изображенного на фиг. 7;
Фиг. 9 представляет клапанный элемент, изображенный на фиг. 7 и фиг. 8, в разрезе;
Фиг. 10 представляет продольный разрез скважинного инструмента в первой конфигурации и при закрытом осевом канале для текучей среды;
Фиг. 11 представляет увеличенный вид части скважинного инструмента, изображенного на фиг. 10, в первом состоянии и при закрытом осевом канале для текучей среды;
Фиг. 12 представляет продольный местный разрез скважинного инструмента в первом состоянии и при открытом осевом канале для текучей среды;
Фиг. 13 представляет увеличенный вид части скважинного инструмента, изображенного на фиг. 12, в первом состоянии и при открытом осевом канале;
Фиг. 14 представляет продольный разрез скважинного инструмента во втором состоянии; и
Фиг. 15 представляет увеличенный вид части скважинного инструмента, изображенного на фиг. 13, во втором состоянии.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ
Сначала обратимся к фиг. 1 прилагаемых чертежей, где представлено схематическое изображение скважинного инструмента 10 согласно данному изобретению. В процессе эксплуатации скважинный инструмент 10, в составе насосно-компрессорной колонны S, погружают в скважину, такую как скважина В для добычи нефти и/или газа, причем скважинный инструмент 10 выполнен с обеспечением избирательного прохода текучей среды через данный инструмент в осевом направлении, в то время как проход текучей среды в боковом направлении исключен, причем инструмент 10 выполнен с возможностью перехода из первого, закрытого состояния во второе, открытое состояние в ответ на событие активации, с отводом текучей среды через боковой канал в кольцевое пространство А, образованное между скважинным инструментом 10 и скважиной В.
Как изображено на фиг. 1, скважинный инструмент 10 функционально связан с внутрискважинным насосом Р, который в проиллюстрированном варианте выполнения представляет собой винтовой насос, имеющий статор PS и ротор PR, и как будет подробно описано далее, скважинный инструмент 10 выполнен с обеспечением протекания текучей среды из внутрискважинного насоса Р через осевой канал по направлению к поверхности или к другому местоположению вверх по скважине, и в то же время с предотвращением протекания в обратном направлении и протекания в боковом направлении. В случае прекращения работы насоса скважинный инструмент 10 может переходить из первого, закрытого состояния во второе, открытое состояние, с отводом текучей среды вверх по скважине от скважинного инструмента 10 в кольцевое пространство А.
Теперь обратимся к фиг. 2 - фиг. 6 прилагаемых чертежей. На фиг. 2 и фиг. 3 изображен представленный на фиг. 1 скважинный инструмент 10, соответственно, в виде сбоку и в продольном разрезе, а на фиг. 4 и фиг. 5 представлены увеличенные виды верхней по скважине секции и нижней по скважине секции скважинного инструмента 10. На фиг. 6 скважинный инструмент 10 изображен в продольном разрезе и отдельно для удобства ссылки.
Скважинный инструмент 10 содержит корпус 12, имеющий сквозное отверстие 14, образующее осевой канал для текучей среды скважинного инструмента 10, и расположенные по окружности боковые отверстия 16, образующие боковой канал для текучей среды скважинного инструмента 10. Скважинный инструмент 10 также содержит седло 18 клапана и гильзовый элемент 20.
В процессе эксплуатации скважинный инструмент 10 помещают в скважину В как часть насосно-компрессорной колонны S, при этом седло 18 клапана взаимодействует с клапанным элементом 22 (как будет описано далее более подробно), обеспечивая избирательное проточное сообщение через отверстие 14 скважинного инструмента 10, причем гильзовый элемент 20 может обеспечивать, через отверстия 16, избирательное проточное сообщение между отверстием 14 и кольцевым пространством А, образованным между инструментом 10 и скважиной В.
В проиллюстрированном варианте выполнения скважинный инструмент 10 содержит верхний переходник 24, корпус 26, имеющий верхнюю часть 28 кожуха и нижнюю часть 30 кожуха, а также нижний переходник 32.
На фиг. 4 прилагаемых чертежей в увеличенном виде показана верхняя часть скважинного инструмента 10. Как изображено на фиг. 4, верхний переходник 24, как правило, имеет трубчатую конструкцию и образует верхний по скважине конец скважинного инструмента 10 в процессе эксплуатации (левый конец на фиг. 4). На верхнем по скважине конце верхнего переходника 24 образована резьбовая муфта 34 замка, обеспечивающая соединение скважинного инструмента 10 с соседним, расположенным выше по скважине инструментом, трубной секцией или компонентом S1 колоны S. Следует понимать, что хотя в проиллюстрированном варианте выполнения верхний переходник 24 имеет резьбовую муфту 34 замка, в альтернативном варианте данный переходник может иметь резьбовой штыревой или любой другой подходящий соединитель. Нижняя концевая часть 36 верхнего переходника 24 углублена и выполнена с возможностью взаимодействия с верхним концевым участком 38 верхней части 28 кожуха с помощью резьбового соединения 40, причем верхний переходник 24 и верхняя часть 28 кожуха скреплены с помощью расположенных окружным образом винтов 42. Кроме того, на наружной поверхности нижней концевой части 36 образована канавка 44, в которой расположен уплотнительный элемент в виде кольцевой уплотнительной прокладки 46.
Верхняя часть 28 кожуха тоже по существу имеет трубчатую форму, при этом верхний концевой участок 38 верхней части 28 расположен на нижней концевой части 36 верхнего переходника 24, тогда как нижний концевой участок 46 верхней части 28 кожуха углублен и выполнен с возможностью взаимодействия с верхним концевым участком 48 нижней части 30 кожуха с помощью резьбового соединения 50, причем верхняя часть 28 кожуха и нижняя часть 30 кожуха скреплены с помощью расположенных окружным образом винтов 52. Кроме того, на наружной поверхности нижнего концевого участка 46 верхней части 26 кожуха образована канавка 54, в которой расположен уплотнительный элемент в виде кольцевой уплотнительной прокладки 56.
На фиг. 5 прилагаемых чертежей представлен увеличенный вид нижней части скважинного инструмента 10. Как изображено на фиг. 5, нижняя часть 30 кожуха тоже имеет по существу трубчатую форму, при этом нижний концевой участок 58 нижней части 30 располагается на углубленной верхней концевой части 60 нижнего переходника 32 и выполнен с возможностью взаимодействия с верхней концевой частью 58 нижнего переходника 32 с помощью резьбового соединения 62, при этом нижняя часть 30 кожуха и нижний переходник 32 скреплены с помощью расположенных окружным образом винтов 64.
Нижний переходник 32 имеет по существу трубчатую форму и образует нижний относительно скважины конец скважинного инструмента 10 в процессе эксплуатации (правый конец на фиг. 2 - фиг. 6). На нижнем конце нижнего переходника 32 образован штыревой соединитель 66, обеспечивающий присоединение скважинного инструмента 10 к соседнему скважинному инструменту, трубной секции или компоненту S2 колоны S. Следует понимать, что хотя в проиллюстрированном варианте выполнения нижний переходник 32 имеет резьбовой штыревой соединитель 66, в альтернативном варианте данный переходник может иметь резьбовую соединительную муфту или любой другой подходящий соединитель. Кроме того, на наружной поверхности верхней концевой части 60 нижнего переходника 32 образована канавка 68, в которой расположен уплотнительный элемент в виде кольцевой уплотнительной прокладки 70.
Как проиллюстрировано на фиг. 5, фиг. 6 и фиг. 3 прилагаемых чертежей, внутренняя поверхность нижнего переходника 32 углублена и обеспечивает установку трубчатого элемента в виде трубы 72, которая соединена с указанным переходником с помощью резьбового соединения 73. Как изображено на чертеже, труба 72 проходит в направлении устья скважины (влево на фиг. 3), при этом верхний конец трубы 72 образует или обеспечивает установку седла 18 клапана. Расположенные по окружности отверстия 74, образующие боковой канал трубы 72, обеспечивают проточное сообщение между сквозным отверстием 14 и проточным каналом 75, который обеспечивает проточное сообщение с гильзовым элементом 20.
Гильзовый элемент 20 расположен между наружной поверхностью трубы 72 и внутренней поверхностью корпуса 26. В проиллюстрированном варианте выполнения гильзовый элемент 20 содержит верхнюю часть 76 и нижнюю часть 78, соединенные друг с другом с помощью резьбового соединения 80, хотя понятно, что в альтернативном варианте гильзовый элемент 20 может содержать конструкцию, выполненную как единое целое.
На внутренней поверхности гильзового элемента 20 расположены канавки 82, в которых расположены вкладыши (в проиллюстрированном варианте выполнения вкладыши представляют собой вкладыши 84, выполненных из политетрафторэтилена). Понятно, что в качестве альтернативы или дополнения, между гильзовым элементом 20 и трубой 72 могут быть расположены уплотнительные элементы, такие как кольцевые уплотняющие прокладки. В процессе эксплуатации вкладыши 84 обеспечивают уплотнение и взаимодействие с возможностью скольжения между гильзовым элементом 20 и трубой 72. Кроме того, на наружной поверхности гильзового элемента 20 выполнена канавка 86, в которой расположен уплотнительный элемент в виде уплотнительной кольцевой прокладки 88. В процессе эксплуатации прокладка 88 обеспечивает уплотнение между гильзовым элементом 20 и корпусом 26. Понятно, что в качестве альтернативы или дополнения, между наружной поверхностью гильзового элемента 20 и корпусом 26 могут быть расположены вкладыши, например, выполненные из политетрафторэтилена.
Кроме того, поджимной элемент скважинного инструмента 10 выполнен в виде пружинного элемента 90, причем пружинный элемент 90, в проиллюстрированном варианте выполнения представляющий собой спиральную пружину, прикреплен нижним концом к нижнему переходнику 32, а не верхнем конце к гильзовому элементу 20. В процессе эксплуатации пружинный элемент 90 поджимает гильзовый элемент 20 в положение, изображенное на фиг. 2, в котором боковые отверстия 16 закрыты.
Обратимся к фиг. 7, фиг. 8 и фиг. 9 прилагаемых чертежей, где клапанный элемент 22 имеет вид плавающего маятникового клапанного элемента 22, имеющего верхний переходник 92 клапанного элемента, образующий часть корпуса клапанного элемента 22, и нижний переходник 94 клапанного элемента, обеспечивающий при эксплуатации установку центрирующей части 96 клапанного элемента 22. Верхний переходник 92 и нижний переходник 94 клапанного элемента соединены друг с другом с помощью резьбового соединения 98.
Верхний переходник 92 клапанного элемента имеет в целом трубчатую форму и в проиллюстрированном варианте выполнения имеет сплошную, упрочненную твердым сплавом клапанную поверхность 100, профиль которой обеспечивает сопряжение с седлом 18 клапана, выполненным на трубе 72. Вокруг верхнего переходника 90 расположен буртик 102, удерживаемый колпаком 104, который присоединен к верхнему переходнику 92 с помощью резьбового соединения 106, при этом буртик 102 выполнен с возможностью свободного вращения. Предусмотрены две трубчатые втулки (стержневые направляющие) 108, которые удерживаются посредством основания и удерживающего колпака 104.
Нижний переходник 94 клапанного элемента тоже имеет в целом трубчатую форму и, как описано выше, обеспечивает установку центрирующей части 96, имеющей лопасти 110 для взаимодействия с внутренней поверхностью трубы 72.
В процессе использования клапанный элемент 22 расположен на колонне 112 насосных штанг, которая в представленном варианте выполнения содержит узел из полированных штанг, имеющий короткий участок полированных штанг по стандарту АНИ, соединенный сверху и снизу с гильзами 114 насосных штанг (показаны на фиг. 3) с помощью резьбовых соединений (не показаны на чертеже).
Как будет подробнее описано далее, клапанный элемент 22 и колонна 112 насосных штанг развернуты и расположены над ротором PR внутрискважинного насоса Р. Клапанный элемент 22 свободно перемещается поворотным и осевым образом вдоль полированной штанги (до соседних гильз) указанной колонны, при этом колонна 112 насосных штанг имеет такой размер, что после проведения данной колонны на глубину и расположения ротора PR внутри статора PS внутрискважинного насоса Р, клапанный элемент 22 и колонна 112 расположены внутри корпуса 24 внутрискважинного насоса 10.
Далее работа скважинного инструмента 10 будет описана со ссылкой на все прилагаемые чертежи и, в частности, на фиг. 10 - фиг. 15.
Как изображено на фиг. 10 и фиг. 11, скважинный инструмент 10 проводят в скважину В вместе с насосно-компрессорной колонной S. Как описано выше, в ходе опускания и в условиях стационарного/уравновешенного давления боковые отверстия 16, обеспечивающие сообщение между сквозным отверстием 14 и кольцевым пространством А, остаются закрытыми, сохраняя цельность колонны S. В результате, при необходимости создания скважины оператор может провести обычную насосно-компрессорную колонну вместо клапанного элемента 22 и колонны 112 насосных штанг.
Когда насос Р включен, давление текучей среды будет действовать на клапанный элемент 22, перемещая его вверх по скважине из положения, изображенного на фиг. 10 и фиг. 11, в положение, изображенное на фиг. 12 и фиг. 13, обеспечивая проведение скважинных флюидов вверх по насосно-компрессорной колонне S. При этом следует понимать, что боковые отверстия 16 остаются закрытыми.
Если насос Р выключен, давление текучей среды будет выравниваться, допуская перемещение клапанного элемента 22 вниз по скважине из положения, изображенного на фиг. 12 и фиг. 13, обратно в положение, представленное на фиг. 10 и фиг. 11. Клапанный элемент 22 будет закрыт, перекрывая любой обратный поток через насос Р.
Следует учесть, что клапанный элемент 22 не требует использования никакого блокирующего механизма, и поэтому вышеуказанный процесс может быть повторен так часто, как это требуется.
В нерабочем состоянии насоса Р дифференциальный напор в насосно-компрессорной колонне S заставляет текучую среду вверху колонны перетекать по принципу сообщающихся сосудов, в результате чего гильзовый элемент 20 под воздействием давления будет перемещаться вниз, открывая боковые отверстия 16 и отводя текучую среду по принципу сообщающихся сосудов в кольцевое пространство А вместе с заключенными в текучей среде твердыми веществами, откуда они могут быть перенесены обратно в резервуар (не показан на чертежах). В результате, преимущественно предотвращено накопление твердых веществ наверху насоса Р, а также предотвращено обратное вращение.
После того как дифференциальный напор в насосно-компрессорной колонне S сравняется со статическим давлением в скважине или упадет ниже заданного уровня, гильзовый элемент 20 будет автоматически перемещаться вверх, закрывая боковые отверстия 16 и восстанавливая цельность насосно-компрессорной колонны S. Как описано выше, нижняя область уплотнения гильзового элемента больше верхней области уплотнения, тем самым, через гильзовый элемент 20 установлено статическое давление, при этом вследствие статического давления указанный элемент смещается в положение «закрытых кольцевых отверстий», а также испытывает механическое смещение под воздействием спиральной пружины.
В тех случаях, когда существует вероятность перепроизводства скважины, сразу после прекращения притока флюидов в насос Р будет действовать образовавшаяся разность давлений в насосно-компрессорной колонне S, перекрывая обратный поток через данный насос и открывая боковые отверстия 16. Столб текучей среды снова отводится в кольцевое пространство А и обратно вниз в резервуар, предотвращая работу насоса Р всухую и смягчая режимы отключения насоса. И в этом случае, после выравнивания давления боковые отверстия 16 автоматически закрываются, восстанавливая цельность насосно-компрессорной колонны S.
Если возникнет необходимость промывки противотоком, оператор остановит насос Р, а затем вытащит ротор PR из статора PS. Когда ротор PR насоса вытаскивают через клапанный элемент 22, данный элемент входит в зацепление и поднимается из седла 18 клапана путем сцепления с колонной насосных штанг (не показана на чертеже), после чего можно начинать операцию промывки противотоком.
По окончании операции промывки противотоком, когда ротор PR насоса снова погружен на глубину, клапанный элемент 22 будет закрыт, отделяя ротор PR/статор PS насоса от верхней части насосно-компрессорной колонны S. Затем работа насоса может быть продолжена в обычном режиме.
В случае возникновения необходимости введения химических веществ, оператор просто накачивает вводимые химические вещества снизу насосно-компрессорной колонны S, не вытягивая ротор PR насоса. Перекачиваемые текучие среды воздействуют на скважинный инструмент 10, осевым образом перемещая гильзовый элемент 20 и открывая боковые отверстия 16, чтобы обеспечить перекачивание вводимых текучих сред в кольцевое пространство А и вниз в резервуар. После завершения накачки боковые отверстия 16 автоматически закрываются, восстанавливая цельность насосно-компрессорной колонны S.
Следует понимать, что описанные в данном документе варианты выполнения приведены исключительно в качестве примера, и могут быть выполнены различные модификации вариантов выполнения, не выходящие за рамки объема изобретения.
В предложенном описании примеры, в том числе предпочтительный вариант выполнения, используются для раскрытия данного изобретения, а также для обеспечения возможности реализации изобретения на практике, включая изготовление и использование любых устройств и установок и осуществление любых соответствующих или предусмотренных способов, любым специалистом. Объем правовой охраны изобретения определен формулой изобретения и может охватывать другие примеры, очевидные специалистам в данной области техники. Подразумевается, что такие другие примеры находятся в рамках объема формулы изобретения, если они содержат конструктивные элементы, не отличающиеся от описанных в дословном тексте формулы, или конструктивные элементы, незначительно отличающиеся от описанных в дословном тексте формулы. Любой специалист в данной области техники может объединить и привести в соответствие аспекты разных описанных вариантов выполнения, а также другие известные эквивалентные решения для каждого из данных аспектов, создавая дополнительные варианты выполнения и технологии согласно принципам данной заявки.