КЛАПАН ДЛЯ СКВАЖИННОГО ОБОРУДОВАНИЯ (ВАРИАНТЫ)

Полезная модель относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к устройствам для временного или постоянного перекрытия ствола скважины (пакер, мостовая пробка, клапан-отсекатель и т.п.).
Известен Клапан для перекрытия центрального канала гидравлического пакера, состоящего из запорного элемента (Е. И. Бухаленко, В.В.Вершковой и др. «Нефтепромысловое оборудование», Справочник, М.: «НЕДРА», 1990 г. стр.308).
Недостаток клапана заключается в отсутствии у него ловильного элемента, что не позволяет извлекать его из скважины. Для открытия канала ствола пакера клапан продавливается избыточным давлением на забой скважины, что неприемлемо для скважин с горизонтальным стволом.
Известен Клапан для скважинного оборудования, включающий запорный элемент, шток, ловильную головку для улавливания клапана специальным инструментом, спущенным с устья скважины (А.С. №561782, Е 21 В 43/00 от 07.07.77 г., прототип).
Недостаток вышеуказанного клапана заключается в том, что в процессе работы скважин (нагнетательных, нефтедобывающих) над ним скапливается песок, продукты коррозии, случайно упавшие в ствол скважины предметы, например, хомуты токоподводящего кабеля электронасоса и т.п., что затрудняет процесс подъема (происходит заклинивание) клапана и скважинного оборудования, в котором клапан является комплектующим изделием. Кроме того, механические примеси попадают под запорный элемент клапана и препятствуют
герметичному перекрытию гидравлических каналов скважинного оборудования.
Предлагаемый нами Клапан для скважинного оборудования лишен приведенных выше недостатков, иными словами позволяет предотвратить заклинивания клапана в стволе скважины при его извлечении и попадания при его закрытии под запорный элемент механических примесей, герметично перекрыть гидравлический канал пакера.
Поставленная цель достигается тем, что Клапан для скважинного оборудования содержит запорный элемент, шток, ловильную головку, контейнер, установленный с открытым верхом на запорном элементе и выполненный с перфорированными стенками, а шток снабжен ловильной головкой, причем контейнер содержит кольцевой уплотнительный элемент, который закреплен в верхней его части с внешней стороны и кольцевой уплотнительный элемент представляет собой самоуплотняющуюся манжету (Вариант 1).
Клапан для скважинного оборудования содержит запорный элемент, контейнер, установленный с открытым верхом на запорном элементе и выполненный с перфорированными стенками, на внутренней стороне которых расположены выступы или/и проточка, причем контейнер снабжен кольцевым уплотнительным элементом, который закреплен в верхней его части с внешней стороны и кольцевой уплотнительный элемент представляет собой самоуплотняющуюся манжету (Вариант 2).
На фиг.1 схематично представлен клапан для скважинного оборудования в комплекте оборудования (Вариант 1), на фиг.2 изображен пример клапана для скважинного оборудования в комплекте оборудования для предотвращения инфильтрации жидкости глушения
в пласт, на фиг.3 схематично представлен клапан для скважинного оборудования в комплекте оборудования (Вариант 2).
В скважину 1 спущен пакер 2, на ствол 3 пакера 2 установлен клапан для скважинного оборудования (далее по тексту - клапан), который перекрывает гидравлический канал пакера 2.
Вариант 1. Клапан для скважинного оборудования содержит запорный элемент 4, шток 5, имеющий в верхней части ловильную головку 6 для захвата специальным инструментом, спущенным с устья скважины, контейнер 7 (фиг.1, 2).
Шток 5 жестко связан с запорным элементом 4, который представляет собой, например, шар или корпус 8 клапана.
Контейнер 7 установлен на запорном элементе 4 с открытым верхом, выполнен с перфорированными стенками и представляет собой, например, стакан, в стенках которого расположены отверстия малого диаметра для протока добывающей жидкости в стенках.
Контейнер 7 выполнен с возможностью установления его на запорный элемент 4.
Вариант 2. Клапан для скважинного оборудования содержит запорный элемент 4 и контейнер 7.
Контейнер 7 установлен на запорном элементе 4 с открытым верхом и выполнен с перфорированными стенками, на внутренней стороне которых расположены выступы 9 или/и проточка 10 (фиг.3).
Вариант 1 отличается от Вариант 2 наличием штока 5 с ловильной головкой 6 и отсутствием в перфорированных стенках выступов 9 или/и проточки 10.
Кроме того, для вариантов 1 и 2 контейнер 7 может дополнительно содержать кольцевой уплотнительный элемент 11, который закрепляется в верхней его части с внешней стороны и
представляет собой самоуплотняющуюся манжету, которая уплотняет контейнер 7 относительно ствола скважины 1.
Контейнер 7 предназначен для сбора и накопления, попадающих в скважину, механических примесей, хомутов крепления кабеля насоса 12, например, УЭЦН, и плавной посадки в стволе скважины 1.
Устройство работает следующим образом.
В скважину спускают оборудование (пакер и клапан) и осуществляют добычу нефти из скважины 1 насосом 12. Для смены насоса 12 скважина 1 над оборудованием (пакер и клапан) заполняется жидкостью глушения. Запорный элемент 4, например шар, перекрывает гидравлический канал пакера 2, препятствуя прохождению жидкости глушения в призабойную зону 13 скважины 1.
При подъеме и спуске насосного оборудования и дальнейшей эксплуатации скважины 1 седиментирующая механическая примесь, предметы, продукты коррозии случайно упавшие в скважину 1 будут накапливаться в контейнере 7, не попадая в зону запорного элемента 4.
В процессе проведения капитальных ремонтных работ в призабойной зоне 13 скважины 1, требующих извлечения пакера 2, специальным канатным ловильным инструментом с устья скважины 1 захватывается шток 5 с ловильной головкой 6 при варианте 1 и запорный элемент 4 вместе с контейнером 7 извлекается из скважины 1, при этом не требуется дополнительная операция по извлечению контейнера 7. Далее извлекается пакер 2 и ведутся работы с пластом. Работы в призабойной зоне 13 скважины 1 могут вестись через ствол 3 пакера 2 без извлечения последнего. Тогда извлекается лишь клапан для скважинного оборудования.
В случае исполнения клапана для скважинного оборудования по варианту 2 извлекается контейнер 7 без пакера 2 и запорного элемента
4. Для этого специальным канатным ловильным инструментом с устья скважины 1 захватывается контейнер 7 за выступы 9 или за проточку 10, или за выступы 9 и за проточку 10 и извлекается из скважины 1 при этом работы в призабойной зоне 13 скважины 1 ведутся без извлечения пакера 2, запорного элемента 4.
Предлагаемый клапан позволяет извлекать его вместе со штоком 5 с ловильной головкой 6 и таким образом не требуется дополнительная операция по извлечению контейнера 7 перед подъемом клапана для скважинного оборудования, кроме того, исключает контакт жидкости глушения с коллектором призабойной зоны 13 скважины 1. Таким образом, сохраняется продуктивность скважины 1 при ее текущем подземном ремонте.
После проведенных в призабойной зоне 13 скважины 1 работ устанавливается пакер 2, если он извлекался. С устья скважины 1 сбрасывается до посадки в ствол 3 пакера 2 предлагаемый клапан для скважинного оборудования, техническое решение которого обеспечивает плавное его свободное падение.
Сущность полезной модели заключается в том, что седиментирующие в стволе скважины 1 песок, продукты коррозии, а также случайно упавшие в ствол скважины 1 предметы скапливаются в контейнере 7, а не заиливают (засыпают) скважинное оборудование, что предупреждает при извлечении их заклинивание в стволе скважины 1 и незакрытие клапана в процессе работы.
Предложенное техническое решение позволяет без осложнений проводить смену скважинного оборудования, комплектующего извлекаемыми клапанами, гарантированно обеспечивать перекрытие гидравлических каналов оборудования, иными словами предупреждает проникновение механических примесей под контейнер 7.