Claims (10)
1. Устройство для контроля поступления потока пластового флюида из продуктивного пласта по нефтяной и/или газовой скважине на дневную поверхность, содержащее корпус, приспособленный для соединения одним концом с насосно-компрессорной колонной, для его ввода в скважину и образующий кольцевой зазор между наружной поверхностью корпуса и внутренней поверхностью скважины, причем один конец корпуса открыт для получения скважинного флюида с дневной поверхности, заглушку на другом конце корпуса для повышения давления скважинного флюида в корпусе, поршень, расположенный в корпусе, множество срезных штифтов, соединенных с поршнем для удержания в нормальном состоянии поршня в корпусе, причем срезные штифты реагируют на давление скважинного флюида в корпусе, превышающее заданное для срезания значение, допуская скользящее перемещение поршня в корпусе в направлении заглушки для удаления заглушки из корпуса и открывания другого конца корпуса для пропускания потока пластового флюида из продуктивного пласта через корпус и насосно-компрессорную колонну на дневную поверхность, пакер, расположенный в кольцевом зазоре, причем часть кольцевого зазора, простирающаяся между пакером и продуктивным пластом содержит скважинный флюид под давлением, нормально удерживающий пластовый флюид в продуктивном пласте, и порт, выполненный в стенке корпуса для пропускания скважинного флюида в корпус для воздействия на поршень.1. A device for controlling the flow of formation fluid from a reservoir through an oil and / or gas well to a day surface, comprising a body adapted to be connected at one end to the tubing string to enter the well and forming an annular gap between the outer surface of the body and the inner surface of the well, with one end of the body open to receive the wellbore fluid from the surface, a plug at the other end of the body to increase the pressure of the wellbore fluid in pus, a piston located in the housing, a plurality of shear pins connected to the piston to hold the piston in the housing in a normal state, the shear pins reacting to the pressure of the borehole fluid in the body exceeding the value set for shearing, allowing the piston to slide in the housing in the direction of the plug to remove the plug from the housing and open the other end of the housing to pass the flow of reservoir fluid from the reservoir through the housing and tubing string to the surface, pak An er located in the annular gap, the part of the annular gap extending between the packer and the reservoir contains a well fluid under pressure that normally holds the reservoir fluid in the reservoir, and a port made in the wall of the casing for passing the borehole fluid into the casing to act on the piston.
2. Способ контроля поступления потока пластового флюида из продуктивного пласта по нефтяной и/или газовой скважине на дневную поверхность, содержащий следующие операции: соединение одного конца корпуса с насосно-компрессорной колонной для его ввода по вертикали в скважину, подача скважинного флюида с дневной поверхности в один из концов корпуса, закрытие в нормальном состоянии другого конца корпуса для создания давления скважинного флюида в корпусе, удерживание в корпусе поршня таким образом, что скважинный флюид, находящийся в корпусе, воздействует на соответствующие концы поршня, причем площадь поверхности верхнего конца поршня превышает площадь поверхности нижнего конца поршня, так что флюид воздействует на соответствующие концы поршня, создавая разность усилий, скольжение поршня в корпусе вниз под воздействием разности усилий, превышающей заданное значение, для открытия другого конца корпуса и пропускания потока пластового флюида из продуктивного пласта по корпусу и насосно-компрессорной колонне на дневную поверхность, образование кольцевого зазора между наружной поверхностью корпуса и внутренней поверхностью скважины, установка пакера в кольцевом зазоре, сохранение сжатого скважинного флюида в кольцевом зазоре, простирающемся между пакером и продуктивным пластом для нормального удерживания пластового флюида в продуктивном пласту, и пропуск последнего скважинного флюида в корпус и воздействие на поршень для изменения разности усилий. 2. A method of controlling the flow of formation fluid from a reservoir through an oil and / or gas well to the day surface, comprising the following operations: connecting one end of the body to the tubing string for vertical entry into the well, supplying the well fluid from the surface in one of the ends of the housing, closing in the normal state the other end of the housing to create pressure of the borehole fluid in the housing, holding the piston in the housing so that the borehole fluid in the housing acts on the respective ends of the piston, and the surface area of the upper end of the piston exceeds the surface area of the lower end of the piston, so that the fluid acts on the respective ends of the piston, creating a difference in effort, the piston sliding in the housing down under the influence of a force difference exceeding a specified value to open another the end of the casing and passing the flow of formation fluid from the reservoir through the casing and tubing string to the surface, the formation of an annular gap between the surface of the casing and the inner surface of the well, installing the packer in the annular gap, maintaining the compressed borehole fluid in the annular gap extending between the packer and the reservoir to normally hold the reservoir fluid in the reservoir, and letting the last borehole fluid into the casing and affecting the piston to change difference of effort.
3. Способ контроля поступления потока пластового флюида из продуктивного пласта по нефтяной и/или газовой скважине на дневную поверхность, содержащий операции подачи флюида в скважину для недопущения в нормальном состоянии поступления потока пластового флюида из продуктивного пласта, ввода в скважину насосно-компрессорной колонны с пакером и корпусом, подачи скважинного флюида с дневной поверхности в один конец корпуса, закрытия другого конца корпуса для создания давления скважинного флюида в корпусе, и для установки пакера в кольцевом зазоре между насосно-компрессорной колонной и стенкой скважины, повышения давления скважинного флюида в корпусе в степени, достаточной для открытия другого конца корпуса и пропускания потока пластового флюида из продуктивного пласта по корпусу и насосно-компрессорной колонне на дневную поверхность. 3. A method of controlling the flow of formation fluid from the reservoir through an oil and / or gas well to the day surface, comprising the steps of supplying fluid to the well to prevent the formation fluid from flowing from the reservoir in a normal state, and introducing a tubing string with a packer into the well and the casing, supplying the borehole fluid from the day surface to one end of the casing, closing the other end of the casing to create pressure of the borehole fluid in the casing, and for installing the packer in the ring m gap between the tubing string and the borehole wall, increasing the pressure of the borehole fluid in the casing to a degree sufficient to open the other end of the casing and passing the flow of reservoir fluid from the reservoir through the casing and tubing to the surface.
4. Способ по. п. 3, содержащий операции удерживания поршня в корпусе, повышения давления скважинного флюида в корпусе, освобождающего поршень, и скольжения поршня в корпусе в направлении заглушки для открывания корпуса. 4. The method according to. p. 3, containing the operation of holding the piston in the housing, increasing the pressure of the borehole fluid in the housing releasing the piston, and sliding the piston in the housing in the direction of the plug to open the housing.
5. Способ по п. 4, в котором заглушка закрывает другой конец корпуса, а поршень разрушает заглушку. 5. The method of claim 4, wherein the plug closes the other end of the housing and the piston destroys the plug.
6. Способ по п. 4, в котором скважинный флюид, находящийся в корпусе, воздействует на соответствующие концы поршня усилием, соответствующим площади поверхности концов, причем площадь поверхности одного из концов поршня превышает площадь поверхности другого конца поршня, создавая разность усилий, причем поршень скользит под воздействием разности усилий, превышающей заданное значение. 6. The method according to p. 4, in which the borehole fluid located in the housing, acts on the respective ends of the piston with a force corresponding to the surface area of the ends, and the surface area of one of the ends of the piston exceeds the surface area of the other end of the piston, creating a difference in effort, and the piston slides under the influence of a force difference exceeding a predetermined value.
7. Способ по п. 6, в котором корпус и поршень располагают по существу вертикально, а поверхность верхнего конца поршня имеет площадь, превышающую площадь поверхности нижнего конца поршня, так что поршень в корпусе скользит по существу вниз. 7. The method according to claim 6, in which the housing and the piston are arranged essentially vertically, and the surface of the upper end of the piston has an area exceeding the surface area of the lower end of the piston, so that the piston in the housing slides substantially down.
8. Устройство для контроля поступления потока пластового флюида из продуктивного пласта по нефтяной и/или газовой скважине на дневную поверхность, содержащее корпус, приспособленный для соединения одним концом с насосно-компрессорной колонной для его ввода в скважину, причем один конец корпуса открыт для получения скважинного флюида с дневной поверхности, хрупкую заглушку, расположенную в корпусе и закрывающую другой конец корпуса для обеспечения возрастания давления скважинного флюида в корпусе, и поршень, удерживаемый в нормальном состоянии в корпусе и имеющий заостренный конец, причем поршень выполнен с возможностью реагирования на давление скважинного флюида в корпусе, превышающее заданное значение и обеспечивающее скольжение поршня в корпусе в направлении заглушки, так что заостренный конец поршня разрушает хрупкий материал заглушки, открывая другой конец корпуса и пропуская поток пластового флюида из продуктивного пласта по корпусу и насосно-компрессорной колонне на дневную поверхность. 8. A device for controlling the flow of reservoir fluid from a reservoir through an oil and / or gas well to a day surface, comprising a housing adapted to be connected at one end to a tubing string to enter the well, with one end of the housing open to receive the well fluid from the surface, a brittle plug located in the housing and covering the other end of the housing to provide an increase in the pressure of the borehole fluid in the housing, and the piston held in normal position being in the housing and having a pointed end, the piston being adapted to respond to a well fluid pressure in the housing exceeding a predetermined value and allowing the piston to slide in the housing in the direction of the plug, so that the pointed end of the piston destroys the brittle material of the plug, opening the other end of the housing and skipping reservoir fluid flow from the reservoir through the hull and tubing string to the surface.
9. Устройство по п. 8, которое содержит также множество срезных штифтов, соединенных с поршнем для удержания в нормальном состоянии поршня в корпусе, причем срезные штифты реагируют на давление скважинного флюида в корпусе, превышающее заданное для срезания значение, допуская скользящее перемещение поршня. 9. The device according to claim 8, which also contains a plurality of shear pins connected to the piston to hold the piston in the housing in a normal state, the shear pins reacting to the pressure of the borehole fluid in the body exceeding the set value for shearing, allowing sliding movement of the piston.
10. Способ контроля поступления потока пластового флюида из продуктивного пласта по нефтяной и/или газовой скважине на дневную поверхность, содержащий следующие операции соединение одного конца корпуса с насосно-компрессорной колонной для его ввода в скважину, подача скважинного флюида с дневной поверхности в один конец корпуса, закрытие другого конца корпуса для создания давления скважинного флюида в корпусе, размещение в корпусе поршня с заостренным концом, приспособленного для реагирования на давление скважинного флюида в корпусе, превышающее заданное значение, и для его скольжения в корпусе до разрушения заглушки заостренным концом поршня, открывая другой конец корпуса и пропуская поток пластового флюида из продуктивного пласта по корпусу и насосно-компрессорной колонне на дневную поверхность,
11. Способ по п. 10, который содержит также операцию удерживания поршня в корпусе с помощью множества срезных штифтов, причем срезные штифты реагируют на давление скважинного флюида в корпусе, превышающее заданное для срезания значение, допуская скользящее перемещение поршня.10. A method of controlling the flow of formation fluid from a reservoir through an oil and / or gas well to a day surface, comprising the following operations: connecting one end of the body to a tubing string to enter the well, supplying well fluid from the day surface to one end of the body closing the other end of the housing to create pressure of the wellbore fluid in the housing, placing a piston with a pointed end in the housing adapted to respond to pressure of the wellbore fluid in the housing, exceeds an predetermined value, and for its sliding in the casing to fracture stub pointed end of the piston, opening the other end of the housing and passing the flow of formation fluid from the reservoir to the body and the tubing string to the surface,
11. The method according to p. 10, which also includes the operation of holding the piston in the housing using a plurality of shear pins, the shear pins reacting to the pressure of the borehole fluid in the body exceeding the set value for shearing, allowing sliding movement of the piston.