RU2250354C2 - Стационарный проходной клапан-отсекатель - Google Patents
Стационарный проходной клапан-отсекатель Download PDFInfo
- Publication number
- RU2250354C2 RU2250354C2 RU2003113259/03A RU2003113259A RU2250354C2 RU 2250354 C2 RU2250354 C2 RU 2250354C2 RU 2003113259/03 A RU2003113259/03 A RU 2003113259/03A RU 2003113259 A RU2003113259 A RU 2003113259A RU 2250354 C2 RU2250354 C2 RU 2250354C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- plunger
- valve
- clapper
- holder
- shut
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Details Of Valves (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Изобретение относится к внутрискважинному оборудованию и может быть использовано при бурении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Клапан-отсекатель включает корпус и установленные в нем дифференциальный плунжер с фиксатором и уплотнительными элементами, седло, распорную втулку и подпружиненную хлопушку на оси. Корпус выполнен с возможностью соединения его с нижней частью эксплуатационной колонны. Распорная втулка выполнена эксцентричной и установлена в эксцентричной расточке. Хлопушка снабжена несколькими пружинами растяжения. Дифференциальный плунжер соединен с цанговой захватной муфтой. Муфта выполнена с возможностью взаимодействия с цанговым захватом в составе компоновки низа бурильной колонны. Цанговый захват управляет закрытием клапана-отсекателя после заведения долота в плунжер. Муфта установлена от хлопушки на расстоянии, большем, чем длина забойного двигателя, долота и цангового захвата. Повышается надежность и безопасность работы. 2 ил.
Description
Изобретение относится к внутрискважинному оборудованию и может быть использовано при бурении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин, в том числе в условиях депрессии на продуктивный пласт.
Известны клапаны-отсекатели [1. Нефтепромысловое оборудование. Справочник. Под редакцией Е.И.Бухаленко. - 2-е издание, переработанное и дополненное. - М.: Недра, 1990, с.47. 2. Освоение и ремонт скважин под давлением. Ю.В.Зайцев, А.А.Даниелянц и др. - М.: Недра, 1982, с.108, 125], спускаемые в компоновке НКТ или устанавливаемые в НКТ в посадочных ниппелях.
Эти клапаны-отсекатели не могут быть применены в качестве стационарного проходного клапана-отсекателя при бурении скважин, т.к. имеют малый диаметр проходного отверстия и требуют специального наземного оборудования и трубку для их управления.
Известен устанавливаемый в обсадной колонне проходной клапан-отсекатель по патенту РФ №2190083, который принят за прототип.
Указанный клапан-отсекатель состоит из верхнего и нижнего клапанов-отсекателей и гидравлического полнопроходного пакера с якорными устройствами.
Оба клапана-отсекателя состоят из корпуса, в котором установлена хлопушка, седло, плунжер, пружина, распорные втулки. В седле и корпусе установлены уплотнительные элементы. Ось хлопушки, пружинный фиксатор и пружина хлопушки также установлены в седле.
На внутренней поверхности плунжера выполнена канавка под фиксатор управляющего инструмента.
Вышеописанный проходной клапан-отсекатель имеет проходное отверстие, близкое или равное проходному отверстию пакера (~60 мм) и не может быть применен для бурения скважины и спуска хвостовика диаметром более 60 мм. Это обусловлено тем, что этот клапан-отсекатель устанавливается внутри эксплуатационной колонны при помощи соединенного с ним проходного пакера.
Другим существенным недостатком является недостаточное усилие прижатия хлопушки к седлу пружиной кручения, что может привести к разгерметизации хлопушки при спуске инструмента.
Задачей настоящего изобретения является устранение указанных недостатков, повышение надежности работы стационарного проходного клапана-отсекателя и обеспечение управляемого закрытия и открытия его специнструментом в составе бурильной колонны или НКТ.
Это достигается тем, что предлагаемый стационарный проходной клапан-отсекатель, включающий корпус с дифференциальным плунжером, седлом, распорной втулкой и подпружиненной хлопушкой, входит в состав эксплуатационной колонны, соединяясь с ее нижней частью. Корпус клапана-отсекателя выполнен с эксцентричной расточкой, в которой установлена эксцентричная распорная втулка, а хлопушка в положении "закрыто" прижимается к седлу несколькими пружинами растяжения. Плунжер соединен с цанговой захватной муфтой, установленной от хлопушки на расстоянии, большем, чем длина забойного двигателя, долота и специального управляющего элемента в составе компоновки низа бурильной колонны (КНБК).
На фиг.1 показан продольный разрез стационарного клапана-отсекателя в положении "Открыто".
На фиг.2 - продольный разрез стационарного клапана-отсекателя в положении "Закрыто".
Стационарный клапан-отсекатель состоит из корпуса 1, в котором размещены седло 2, распорная эксцентричная втулка 3 с осями 4 и 5, хлопушка 6, пружины 7, соединенные с рычагами 8 хлопушки 6 и осью 5 в распорной втулке 3, плунжер 9, упор 10 и пружинный фиксатор 11.
В седле, эксцентричной втулке и упоре установлены уплотнительные элементы 12 и 13.
Плунжер 9 соединен эксцентричной муфтой 14 и патрубком 15 с цанговой захватной муфтой 16, разнесенной на длину, большую, чем длина забойного двигателя, долота и специального управляющего элемента в составе КНБК.
Корпус 1 соединен переводником 17 с обсадной трубой 18 эксплуатационной колонны, в состав которой входит стационарный клапан-отсекатель.
С нижней частью эксплуатационной колонны клапан-отсекатель соединяется переводником 19.
Стационарный проходной клапан-отсекатель работает следующим образом.
При спуске эксплуатационной колонны в нужном интервале (обычно 50 м от башмака колонны) устанавливается стационарный проходной клапан-отсекатель в открытом положении (хлопушка 6 открыта).
При спуске эксплуатационной колонны в скважине в начале спускается башмак колонны и обратный клапан, затем 50...100 м труб и затем клапан-отсекатель в сборе, свинченный со спущенными обсадными трубами и затем верхняя часть колонны.
После спуска и установки эксплуатационной колонны производится цементирование затрубного пространства по принятой технологии.
Для разбуривания обратного клапана и вскрытия продуктивного пласта в скважину спускается бурильный инструмент. При этом в состав КНБК включаются обратный клапан и специальный управляющий элемент (цанговый захват), устанавливаемые над забойным двигателем. Цанговый захват необходим для управления закрытием клапана-отсекателя после заведения долота в плунжер 9 при подъеме инструмента.
После заведения захвата в патрубок 15 клапана-отсекателя в бурильный инструмент сбрасывается шар ⌀45 мм и продолжается прокачка бурового раствора.
При посадке шара на седло подвижной втулки захвата давление в бурильных трубах повышается и при повышении давления на 3...4 МПа пантовый захват срабатывает и его цанга упирается во внутреннюю поверхность патрубка 15, соединенного с плунжером 9.
Далее продолжается подъем бурильного инструмента, при этом цанга захвата попадает в карман муфты цанговой 16 и при дальнейшем подъеме инструмента плунжер 9 клапана-отсекателя перемещается в верхнее положение, освобождая подпружиненную хлопушку 6 клапана-отсекателя, плунжер 9 фиксируется в верхнем положении пружинным фиксатором 11.
При достижении крайнего верхнего положения осевая нагрузка на инструмент увеличивается на 20-30 кН сверх массы инструмента, после чего цанговая муфта 16 разжимается и освобождает цанговый захват, нагрузка резко снижается. В этот момент необходимо прекратить прокачку промывочного бурового раствора.
При этом цанговый захват возвращается в транспортное положение, а хлопушка 6 клапана-отсекателя захлопывается, что можно проконтролировать по давлению в затрубном пространстве бурильного инструмента.
После этого устье скважины разгерметизируется, и дальнейший подъем бурильного инструмента производится без давления в скважине (над клапаном-отсекателем).
После подъема КНБК необходимо отсоединить цанговый захват и удалить из него шар.
При спуске КНБК снова устанавливается цанговый захват.
Клапан-отсекатель открывается следующим образом: в момент захода долота в плунжер 9 клапана-отсекателя устье герметизируется, создается давление в затрубном пространстве с превышением давления раствора над хлопушкой 6 на 3,0-3,5 МПа.
При этом, благодаря увеличению дополнительной осевой нагрузки (от некомпенсированной площади плунжера 9), направленной вниз, плунжер 9 преодолевает сопротивление фиксатора 11 и смещается вниз, открывая хлопушку 6 и защищая ее от воздействия бурового раствора и инструмента. Клапан открыт. Благодаря такому исполнению:
1) обеспечивается значительно больший, чем в известных клапанах-отсекателях, диаметр проходного отверстия (при сохранении наружного диаметра корпуса), который достаточен для прохождения бурильного инструмента и хвостовика;
2) осуществляется управляемое закрытие клапана-отсекателя после заведения в него бурильного или иного инструмента;
3) обеспечивается безопасный спуско-подъем бурильного или иного инструмента в интервале выше клапана-отсекателя после его открытия;
4) осуществляется управляемое открытие клапана-отсекателя в момент подхода инструмента к нему;
5) обеспечивается безопасное проведение каких-либо работ в скважине в интервале выше клапана-отсекателя, в условиях депрессии на пласт, без глушения скважины;
6) увеличивается сила предварительного прижатия хлопушки к седлу, при одновременном повышении надежности работы пружин, по сравнению с пружинами кручения;
7) обеспечивается закрытие скважины на консервацию, без ее глушения.
Таким образом, цель изобретения достигнута.
Применение указанного стационарного проходного клапана-отсекателя обеспечивает безопасное проведение работ как при бурении скважин на депрессии, так и в обычном бурении и проведении ремонтных работ в скважине.
Claims (1)
- Стационарный проходной клапан-отсекатель, включающий корпус и установленные в нем дифференциальный плунжер с фиксатором и уплотнительными элементами, седло, распорную втулку и подпружиненную хлопушку на оси, выполненную с возможностью прижатия к седлу в положении “закрыто”, отличающийся тем, что корпус выполнен с возможностью соединения его с нижней частью эксплуатационной колонны, распорная втулка выполнена эксцентричной и установлена в эксцентричной расточке, выполненной в корпусе, хлопушка снабжена несколькими пружинами растяжения, обеспечивающими возможность прижатия хлопушки к седлу в положении “закрыто”, а дифференциальный плунжер соединен с цанговой захватной муфтой, выполненной с возможностью взаимодействия с цанговым захватом, находящимся в составе компоновки низа бурильной колонны для управления закрытием клапана-отсекателя после заведения долота в плунжер при ее подъеме, при этом цанговая захватная муфта установлена от хлопушки на расстоянии, большем, чем длина забойного двигателя, долота и цангового захвата.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2003113259/03A RU2250354C2 (ru) | 2003-05-05 | 2003-05-05 | Стационарный проходной клапан-отсекатель |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2003113259/03A RU2250354C2 (ru) | 2003-05-05 | 2003-05-05 | Стационарный проходной клапан-отсекатель |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2003113259A RU2003113259A (ru) | 2005-01-10 |
RU2250354C2 true RU2250354C2 (ru) | 2005-04-20 |
Family
ID=34881135
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2003113259/03A RU2250354C2 (ru) | 2003-05-05 | 2003-05-05 | Стационарный проходной клапан-отсекатель |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2250354C2 (ru) |
Cited By (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2011005144A1 (ru) * | 2009-07-10 | 2011-01-13 | Aleksandrov Dmitriy Ivanovich | Устройство внутрискважинное |
WO2011005143A1 (ru) | 2009-07-10 | 2011-01-13 | Aleksandrov Dmitriy Ivanovich | Способ заканчивания скважины |
RU2448238C2 (ru) * | 2006-09-18 | 2012-04-20 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Скважинная гидравлическая система управления с отказоустойчивыми характеристиками (варианты) |
WO2012053935A1 (ru) | 2010-10-18 | 2012-04-26 | Aleksandrov Dmitriy Ivanovich | Устройство запорное автономное |
RU2738920C1 (ru) * | 2020-01-31 | 2020-12-18 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | Клапан-отсекатель погружной установки электроцентробежного насоса |
RU2773584C1 (ru) * | 2021-12-14 | 2022-06-06 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Устройство для опрессовки колонны насосно-компрессорных труб |
-
2003
- 2003-05-05 RU RU2003113259/03A patent/RU2250354C2/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (14)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2448238C2 (ru) * | 2006-09-18 | 2012-04-20 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Скважинная гидравлическая система управления с отказоустойчивыми характеристиками (варианты) |
EA020827B1 (ru) * | 2009-07-10 | 2015-02-27 | Александров, Павел Дмитриевич | Способ заканчивания скважины |
WO2011005143A1 (ru) | 2009-07-10 | 2011-01-13 | Aleksandrov Dmitriy Ivanovich | Способ заканчивания скважины |
WO2011005144A1 (ru) * | 2009-07-10 | 2011-01-13 | Aleksandrov Dmitriy Ivanovich | Устройство внутрискважинное |
CN102472088A (zh) * | 2009-07-10 | 2012-05-23 | 帕维尔·德米特里耶维奇·亚历山德罗夫 | 油井完井方法 |
CN102472088B (zh) * | 2009-07-10 | 2014-07-09 | 帕维尔·德米特里耶维奇·亚历山德罗夫 | 油井完井方法 |
KR101421482B1 (ko) | 2009-07-10 | 2014-07-22 | 알렉산드로프, 파벨 드미트리비치 | 시추정 형성방법 |
EA020796B1 (ru) * | 2009-07-10 | 2015-01-30 | Александров, Павел Дмитриевич | Устройство внутрискважинное для герметизации скважины |
WO2012053935A1 (ru) | 2010-10-18 | 2012-04-26 | Aleksandrov Dmitriy Ivanovich | Устройство запорное автономное |
RU2738920C1 (ru) * | 2020-01-31 | 2020-12-18 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | Клапан-отсекатель погружной установки электроцентробежного насоса |
WO2021154117A1 (ru) * | 2020-01-31 | 2021-08-05 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | Клапан-отсекатель погружной установки электроцентробежного насоса |
US12060769B2 (en) | 2020-01-31 | 2024-08-13 | Joint Stock Company “Novomet-Perm” | Safety valve for electrical submersible centrifugal pumping system |
RU2773584C1 (ru) * | 2021-12-14 | 2022-06-06 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Устройство для опрессовки колонны насосно-компрессорных труб |
RU2821939C1 (ru) * | 2023-02-17 | 2024-06-28 | Наиль Мулахметович Абдуллин | Стационарный проходной клапан-отсекатель |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2003113259A (ru) | 2005-01-10 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CA2611101C (en) | Method and apparatus for continuously injecting fluid in a wellbore while maintaining safety valve operation | |
EP1184536B1 (en) | Method and apparatus for installing casing in a well | |
US6302199B1 (en) | Mechanism for dropping a plurality of balls into tubulars used in drilling, completion and workover of oil, gas and geothermal wells | |
US7219742B2 (en) | Method and apparatus to complete a well having tubing inserted through a valve | |
US8251147B2 (en) | Method and apparatus for continuously injecting fluid in a wellbore while maintaining safety valve operation | |
CA2580629A1 (en) | Downhole safety valve apparatus and method | |
US8082941B2 (en) | Reverse action flow activated shut-off valve | |
AU2013201288A1 (en) | Bottomhole assembly for capillary injection system | |
EP2203628B1 (en) | Shear open valve | |
US11035200B2 (en) | Downhole formation protection valve | |
NO342075B1 (no) | Forbikoplingsenhet og fremgangsmåte for innsprøytning av fluid rundt et brønnverktøy | |
RU2250354C2 (ru) | Стационарный проходной клапан-отсекатель | |
US9822607B2 (en) | Control line damper for valves | |
WO2020219009A1 (en) | Buoyancy assist tool with degradable plug | |
RU2190083C1 (ru) | Проходной клапан-отсекатель | |
US11828119B2 (en) | Method and apparatus for well tubular flotation | |
EP2060736A2 (en) | Mechanism for dropping a plurality of balls into tubulars used in drilling, completion and workover of wells | |
AU2012384917B2 (en) | Control line damper for valves |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20060506 |