RU2531149C1

RU2531149C1 - Well preoperational clean-up device

Info

Publication number: RU2531149C1
Application number: RU2013133231/03A
Authority: RU
Inventors: Илфат Нагимович Файзуллин; Марат Ахметзиевич Сайфутдинов; Рашит Газнавиевич Рамазанов; Рим Салихович Губаев; Рустем Ильдарович Садыков
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date: 2013-07-16
Filing date: 2013-07-16
Publication date: 2014-10-20

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: invention is related to oil producing industry and may be used for preoperation clean-up of the well from heavy borehole fluid. The device comprises an electric-centrifugal pump mounted at the flow string thus forming annular space with the well bore, a starting clutch coupling the pump with the flow string with an aerator is installed in the wall of the latter, a hollow shutoff valve, a rope controlled from the wellhead. The valve is made as a break pin installed to the aerator so that it may be broken under weight of the load thrown to the string from the wellhead, and a connection of the stubs with annular space of the well bore. In the starting clutch above the aerator there is a hollow bushing equipped with a plug on top, which is fixed by a shear tie. The bushing is designed to destroy the shear tie and to move axially downwards to the thrust into inner circular panel under excess pressure developed in the string upon throwing of the shutoff device and its placing at the plug with fixation of the bushing and sealed coverage by the aerator bushing from inside. The shutoff device is made as a semiball with a rod rigidly fixed at the top and equipped with a centralizer, at that the upper end of the rod is equipped with a fishing head.

EFFECT: increase of the device operation reliability and efficiency.

3 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для предпусковой очистки скважины от тяжелой скважинной жидкости.The invention relates to the oil industry and can be used for pre-cleaning wells from heavy downhole fluid.

Известно устройство для очистки и промывки скважины (патент RU №2278952 МПК E21B 37/00, опубл. 27.06.2006 г.), содержащее корпус с радиальными окнами и расположенным выше пакером, полый шток с перфорированными отверстиями, установленный в корпусе с возможностью ограниченного осевого перемещения вниз, причем перфорированные отверстия изолированы в исходном положении, хвостовик, связанный с корпусом и выполненный с возможностью взаимодействия с забоем скважины, при этом полый шток связан с колонной труб, а пакер выполнен в виде самоуплотняющейся манжеты с возможностью пропускания жидкости снизу вверх, при этом корпус снабжен по верхней кромке выступами, а на внутренней поверхности -цилиндрическим выступом, расположенным ниже радиальных окон, и зафиксирован относительно полого штока срезными элементами, причем перфорированные отверстия полого штока выполнены в виде двух рядов верхних и нижних перфорированных отверстий, при этом нижние перфорированные отверстия полого штока в исходном положении перекрыты цилиндрическим выступом, а верхние - втулкой, зафиксированной сверху относительно полого штока резьбой и оснащенной по нижней кромке впадинами, взаимодействующими с выступами корпуса при открытии нижних перфорированных отверстий, при этом полый шток снаружи между нижними и верхними перфорированными отверстиями выше корпуса оснащен уплотнительным элементом, изолирующим внутреннюю полость корпуса при открытии нижних перфорированных отверстий.A device for cleaning and flushing a well is known (patent RU No. 2278952 IPC E21B 37/00, published on June 27, 2006) comprising a body with radial windows and a packer located above, a hollow rod with perforated holes installed in the body with the possibility of limited axial downward movement, with the perforated holes insulated in the initial position, the liner connected with the body and configured to interact with the bottom of the well, while the hollow rod is connected to the pipe string, and the packer is made in the form of self-sealing cuffs s with the possibility of passing liquid from bottom to top, while the casing is provided with protrusions along the upper edge, and a cylindrical protrusion located below the radial windows on the inner surface and fixed with shear elements relative to the hollow stem, the perforated holes of the hollow stem made in the form of two rows of upper and lower perforated holes, while the lower perforated holes of the hollow rod in the initial position are blocked by a cylindrical protrusion, and the upper ones by a sleeve fixed on top of the relative a hollow stem is threaded and has cavities along the lower edge that interact with the protrusions of the housing when opening the lower perforated holes, while the hollow stem outside the lower and upper perforated holes above the housing is equipped with a sealing element that insulates the internal cavity of the housing when opening the lower perforated holes.

Недостатками данного устройства являются:The disadvantages of this device are:

- сложность конструкции устройства, обусловленная большим количеством узлов и деталей;- the complexity of the design of the device due to the large number of nodes and parts;

- раздельные предпусковая очистка призабойной зоны пласта и очистка забоя скважины от шлама, песка и грязи для последующего ввода скважины в эксплуатацию, что требует больших затрат времени на запуск скважины в эксплуатацию.- separate pre-launch cleaning of the bottom-hole zone of the formation and cleaning of the bottom of the well from sludge, sand and dirt for subsequent commissioning of the well, which requires a lot of time to put the well into operation.

Также известен газлифтный клапанный узел для скважины (патент RU №2419715 МПК E21B 34/06, опубл. 27.05.2011 г.), содержащий газлифтный клапан, имеющий запорный клапанный элемент, расположенный между кольцевым пространством и каналом насосно-компрессорной трубы, и изолирующий элемент, расположенный на впускной стороне запорного клапанного элемента и приспособленный спускаться в скважину в первом положении и в ответ на величину давления текучей среды, превышающую пороговую величину, переходить во второе положение.Also known is a gas lift valve assembly for a well (patent RU No. 2419715 IPC E21B 34/06, published May 27, 2011) comprising a gas lift valve having a shutoff valve element located between the annular space and the tubing of the tubing and an insulating element located on the inlet side of the locking valve element and adapted to descend into the well in the first position and in response to a fluid pressure value exceeding the threshold value, switch to the second position.

Недостатком данного устройства является то, что оно предназначено для газлифта и используется для подъема жидкости из скважины за счет энергии газа, подаваемого в скважину под избыточным давлением, и не предназначено для предпусковой очистки скважины от тяжелой скважинной жидкости, содержащей шлам, песок и грязь, заполняемой в том числе для глушения скважины.The disadvantage of this device is that it is designed for gas lift and is used to lift fluid from the well due to the energy of the gas supplied to the well under overpressure, and is not intended for pre-start cleaning of the well of heavy borehole fluid containing sludge, sand and mud filled including for killing wells.

Наиболее близким по технической сущности является устройство для очистки и эксплуатации скважины (патент RU №2471966, МПК E21B 37/00, опубл. 10.01.13 г.), содержащее электроцентробежный насос, подвешенный на колонне насосно-компрессорных труб, образующей со стволом скважины кольцевое пространство, и газлифтный клапанный узел, при этом газлифтный клапанный узел содержит пусковую муфту, соединяющую электроцентробежный насос с колонной насосно-компрессорных труб, в стенке которой выполнены аэраторы, сообщающие канал насосно-компрессорной трубы с кольцевым пространством ствола скважины, перекрываемые полым запорным клапаном, перемещаемым вдоль колонны насосно-компрессорных труб посредством каната, управляемого из устья скважины, при этом наружная поверхность запорного клапана и посадочная поверхность пусковой муфты, по меньшей мере, на длине поперечного сечения аэраторов выполнены коническими с соответствующими друг другу углами.The closest in technical essence is a device for cleaning and operating a well (patent RU No. 2471966, IPC E21B 37/00, publ. 10.01.13), containing an electric centrifugal pump suspended on a tubing string forming an annular ring with the wellbore space, and a gas lift valve assembly, wherein the gas lift valve assembly comprises a start-up coupling connecting the electric centrifugal pump to the tubing string, in the wall of which there are aerators communicating the tubing channel with the main space of the wellbore, overlapped by a hollow shut-off valve, moved along the tubing string by means of a cable controlled from the wellhead, while the outer surface of the shut-off valve and the landing surface of the start-up clutch, at least along the cross-sectional area of the aerators, are conical with the corresponding to each other's corners.

Недостатком данного устройства являются:The disadvantage of this device are:

- низкая эффективность устройства в работе, посадка полого запорного клапана на пусковую муфту не контролируется, поэтому возможны утечками скважинной жидкости через аэратор пусковой муфты в процессе работы электроцентробежного насоса вследствие натяжения каната и перемещения запорного органа;- low efficiency of the device in operation, the fit of the hollow shut-off valve to the start-up clutch is not controlled, therefore, downhole fluid leaks through the start-up clutch aerator are possible during the operation of the electric centrifugal pump due to the tension of the rope and movement of the shut-off element;

- низкая надежность в работе, что обусловлено возможной негерметичной посадкой полого запорного клапана на пусковую муфту, так как полый запорный орган не имеет груза, чтобы создать вес при посадке на пусковую муфту, а также фиксации относительно пусковой муфты;- low reliability, due to the possible leaky fit of the hollow shut-off valve on the start-up clutch, since the hollow shut-off body does not have a load to create weight when landing on the start-up clutch, as well as fixation relative to the start-up clutch;

- дополнительные затраты на изготовление устьевого герметизатора для герметизации каната на устье скважины.- additional costs for the manufacture of wellhead sealant for sealing the rope at the wellhead.

Технической задачей предложения является повышение надежности и эффективности работы устройства за счет возможности контроля за процессом предпусковой очистки скважины и гарантированного герметичного отсечения аэратора пусковой муфты после очистки скважины, а также сокращение дополнительных затрат за счет исключения изготовления устьевого герметизатора каната.The technical objective of the proposal is to increase the reliability and efficiency of the device due to the ability to control the process of pre-launch cleaning of the well and guaranteed tight shutoff of the aerator of the start-up clutch after cleaning the well, as well as reducing additional costs by eliminating the manufacture of the wellhead sealant of the rope.

Поставленная задача решается устройством для предпусковой очистки скважины, содержащим электро-центробежный насос, подвешенный на колонне насосно-компрессорных труб, образующей со стволом скважины кольцевое пространство, пусковую муфту, соединяющую электроцентробежный насос с колонной насосно-компрессорных труб, в стенке которой выполнен аэратор, имеющий возможность сообщения канала насосно-компрессорных труб с кольцевым пространством ствола скважины, полый запорный клапан, канат, управляемый с устья скважины.The problem is solved by a device for pre-launch cleaning of a well, comprising an electric centrifugal pump suspended on a tubing string forming an annular space with a wellbore, a starting coupling connecting the centrifugal pump to a tubing string, in the wall of which an aerator is made having the possibility of communication channel tubing with the annular space of the wellbore, a hollow shut-off valve, a rope controlled from the wellhead.

Новым является то, что полый запорный клапан выполнен в виде сбивного пальца, установленного в аэратор пусковой муфты с возможностью разрушения под действием веса груза, сбрасываемого в колонну насосно-компрессорных труб с устья скважины, и сообщения канала насосно-компрессорных труб с кольцевым пространством ствола скважины, при этом пусковая муфта выше аэратора оснащена внутренней кольцевой канавкой, в которой установлено стопорное кольцо, а снизу в пусковой муфте выполнена внутренняя кольцевая выборка, причем в пусковой муфте выше аэратора срезным элементом зафиксирована полая втулка, снабженная сверху посадочным седлом, при этом полая втулка имеет возможность разрушения срезного элемента и осевого перемещения вниз до упора во внутреннюю кольцевую выборку под действием избыточного давления, создаваемого в колонне насосно-компрессорных труб после сбрасывания в нее запорного органа и его размещения на посадочном седле полой втулки, с фиксацией полой втулки стопорным кольцом за ее верхний торец и герметичным перекрытием изнутри полой втулкой аэратора пусковой муфты, причем запорный орган выполнен в виде полушара с жестко закрепленным к нему сверху штоком, оснащенным центратором, при этом верхний конец штока снабжен ловильной головой под ловильный инструмент, спускаемый в колонну насосно-компрессорных труб на канате, управляемом с устья скважины, для извлечения запорного органа.New is that the hollow shut-off valve is made in the form of a knocking pin installed in the aerator of the starting sleeve with the possibility of destruction under the influence of the weight of the load discharged into the tubing string from the wellhead, and the communication of the tubing channel with the annular space of the wellbore wherein the starter clutch above the aerator is equipped with an inner annular groove in which the retaining ring is mounted, and the inner ring sampling is made from below in the starter clutch, and in the starter clutch above of the erator, a hollow sleeve is fixed with a shear element, equipped with a landing seat on top, while the hollow sleeve has the ability to destroy the shear element and axially move down to the stop in the inner ring sample under the action of excess pressure created in the tubing string after the shut-off member is dumped into it and its placement on the landing seat of the hollow sleeve, with the hollow sleeve being fixed with a retaining ring behind its upper end and hermetically sealed from the inside by the hollow sleeve of the aerator ft, and the shut-off element is made in the form of a hemisphere with a rod rigidly fixed to it from above, equipped with a centralizer, while the upper end of the rod is equipped with a fishing head for a fishing tool, lowered into the tubing string on a rope controlled from the wellhead to extract the shut-off body.

На фиг.1, 2 и 3 схематично изображено предлагаемое устройство в продольном разрезе.Figure 1, 2 and 3 schematically shows the proposed device in longitudinal section.

Устройство для очистки и эксплуатации скважины 1 содержит электроцентробежный насос 2 (см. фиг.1), подвешенный на колонне насосно-компрессорных труб 3, образующей со стволом скважины 1 кольцевое пространство 4, а также пусковую муфту 5, соединяющую электроцентробежный насос 2 с колонной насосно-компрессорных труб 3.A device for cleaning and operating a well 1 comprises an electric centrifugal pump 2 (see FIG. 1) suspended on a tubing string 3 forming an annular space 4 with a wellbore 1, as well as a start-up clutch 5 connecting the electric centrifugal pump 2 to the pump string -compressor pipes 3.

В стенке пусковой муфты 5 выполнен аэратор 6, имеющий возможность сообщения канала 7 насосно-компрессорных труб 3 с кольцевым пространством 4 ствола скважины 1.An aerator 6 is made in the wall of the start-up clutch 5, which is capable of communicating the channel 7 of the tubing 3 with the annular space 4 of the wellbore 1.

Полый запорный клапан выполнен в виде сбивного пальца 8, установленного в аэратор 6 пусковой муфты 5 с возможностью разрушения под действием веса груза (на фиг.1, 2, 3 не показано), сбрасываемого в колонну насосно-компрессорных труб 3 (см. фиг.2) с устья скважины 1. Например, в пусковой муфте 5 (см. фиг.1) выполнен аэратор (отверстия) 6 диаметром 25 мм, в которое установлен, например, ввернут на резьбе сбивной палец 8. В качестве груза, например, используют отрезок насосной штанги диной 1 м и диаметром 25 мм.The hollow shut-off valve is made in the form of a knocking pin 8 installed in the aerator 6 of the start-up clutch 5 with the possibility of destruction under the action of the weight of the load (not shown in FIGS. 1, 2, 3), discharged into the tubing string 3 (see. FIG. 2) from the wellhead 1. For example, in the start-up sleeve 5 (see Fig. 1), aerator (s) 6 are made with a diameter of 25 mm, into which, for example, a knock-off pin 8 is screwed onto the thread. For example, use a load a section of a pump rod with a length of 1 m and a diameter of 25 mm.

Пусковая муфта 5 выше аэратора 6 оснащена внутренней кольцевой канавкой 9, в которой установлено стопорное кольцо 10. Снизу в пусковой муфте 5 выполнена внутренняя кольцевая выборка 11, причем в пусковой муфте 5 выше аэратора 6 срезным элементом 12 зафиксирована полая втулка 13, снабженная сверху посадочным седлом 14.The starter clutch 5 above the aerator 6 is equipped with an inner annular groove 9, in which the circlip is installed 10. From the bottom in the starter clutch 5, an inner annular selection 11 is made, and in the starter clutch 5 above the aerator 6, a shear element 12 is fixed to the hollow sleeve 13 provided with a seat fourteen.

Полая втулка 13 имеет возможность разрушения срезного элемента 12 и осевого перемещения вниз до упора во внутреннюю кольцевую выборку 11 под действием избыточного давления, создаваемого в колонне насосно-компрессорных труб 3 после сбрасывания в нее запорного органа 15 (см. фиг.3) и его размещения на посадочном седле 14 (см. фиг.2) полой втулки 13, с фиксацией полой втулки 13 стопорным кольцом 10 за ее верхний торец и герметичным перекрытием посредством уплотнительных колец 16 полой втулкой 13 аэратора 6 пусковой муфты 5.The hollow sleeve 13 has the possibility of destruction of the shear element 12 and axial movement down to the stop in the inner ring sample 11 under the action of excess pressure created in the tubing string 3 after the shut-off member 15 is dropped into it (see Fig. 3) and its placement on the landing seat 14 (see figure 2) of the hollow sleeve 13, with the hollow sleeve 13 being locked by the retaining ring 10 at its upper end and tight sealing by means of the sealing rings 16, the hollow sleeve 13 of the aerator 6 of the starting clutch 5.

Запорный орган 15 выполнен в виде полушара 17 (см. фиг.3) с жестко закрепленным к нему сверху штоком 18, оснащенным центратором 19.The locking body 15 is made in the form of a hemisphere 17 (see figure 3) with a rod 18 rigidly fixed to it from above, equipped with a centralizer 19.

Верхний конец штока 18 снабжен ловильной головой 20 под ловильный инструмент (на фиг.1, 2, 3 не показано), спускаемый в колонну насосно-компрессорных труб 3 (см. фиг.3) на канате (на фиг.1, 2, 3 не показано) управляемого с устья скважины для извлечения запорного органа 15.The upper end of the rod 18 is equipped with a fishing head 20 for a fishing tool (not shown in Figs. 1, 2, 3), lowered into the tubing string 3 (see Fig. 3) on a rope (in Figs. 1, 2, 3 not shown) controlled from the wellhead to extract the shutoff member 15.

Устройство для предпусковой очистки скважины работает следующим образом.Device for pre-cleaning wells works as follows.

Электроцентробежный насос 2 (см. фиг.1) с колонной насосно-компрессорных труб 3, соединенные пусковой муфтой 5 с аэратором 6 в который установлен сбивной клапан 8 спускают в скважину 1, заполненную тяжелой скважинной жидкостью, включающей в себя шлам, песок и грязь, на глубину скважинного затвора (условно не показан), образуя между собой кольцевое пространство 4 с тяжелой скважинной жидкостью.An electric centrifugal pump 2 (see FIG. 1) with a tubing string 3 connected by a start clutch 5 to an aerator 6 into which a relief valve 8 is installed is lowered into a well 1 filled with heavy borehole fluid, including sludge, sand and dirt, to the depth of the borehole shutter (not shown conditionally), forming an annular space 4 with a heavy borehole fluid between them.

С устья скважины 1 в колонну насосно-компрессорных труб 3 (см. фиг.2) сбрасывают груз (отрезок насосной штанги диной 1 м и диаметром 25 мм), который достигнув пусковой муфты 5 разрушает сбивной клапан 8, который падает на сетку (на фиг.1, 2, 3 не показано) установленную в пусковой муфте 5 (см. фиг.2) ниже внутренней кольцевой выборки 11, но выше электроцентробежного насоса 2. В результате происходит сообщение канала 7 насосно-компрессорных труб 3 посредством аэратора 6 пусковой муфты 5 с кольцевым пространством 4 ствола скважины 1.From the wellhead 1 into the tubing string 3 (see FIG. 2), the load (a length of the pump rod with a length of 1 m and a diameter of 25 mm) is dropped, which, having reached the start sleeve 5, destroys the relief valve 8, which falls onto the grid (in FIG. .1, 2, 3 not shown) installed in the starting sleeve 5 (see figure 2) below the inner ring sample 11, but above the electric centrifugal pump 2. As a result, the channel 7 of the tubing 3 is connected via an aerator 6 of the starting sleeve 5 with annular space 4 of the wellbore 1.

Затем с устья скважины 1 в колонну насосно-компрессорных труб 3 компрессором подают инертный газ под избыточным давлением.Then, from the wellhead 1, inert gas is supplied to the string of tubing 3 by a compressor under excessive pressure.

В качестве инертного газа применяют, например, аргон, который по каналу 7 колонны насосно-компрессорных труб 3 через аэратор 6 пусковой муфты 5 попадает в кольцевое пространство 4 скважины 1, барботирует в ней тяжелую скважинную жидкость, образуя в кольцевом пространстве 4 посредством аэрации инертным газом газожидкостную взвешенную смесь с удельным весом, значительно меньшим удельного веса тяжелой скважинной жидкости.As an inert gas, for example, argon is used, which enters the annular space 4 of the well 1 through the channel 7 of the tubing string 3 through the aerator 6 of the start-up sleeve 5, sparges a heavy borehole fluid in it, forming in the annular space 4 by aeration with inert gas a gas-liquid suspended mixture with a specific gravity significantly less than the specific gravity of a heavy well fluid.

Далее герметизируют устье скважины 1 и включают в работу электроцентробежный насос 2, который откачивает газожидкостную взвешенную смесь из кольцевого пространства 4 скважины 1 через аэратор 6 пусковой муфты 5 и канал 7 (см. фиг.1) по колонне насосно-компрессорных труб 3 (см. фиг.2) скважины на поверхность до появления нефти.Next, the wellhead 1 is sealed and an electric centrifugal pump 2 is turned on, which pumps out the gas-liquid suspended mixture from the annular space 4 of the well 1 through the aerator 6 of the start-up sleeve 5 and channel 7 (see Fig. 1) along the tubing string 3 (see figure 2) wells to the surface before the appearance of oil.

Так обеспечивается предпусковая очистка скважины от тяжелой скважинной жидкости, содержащей шлам, песок и грязь, заполняемой в том числе, для глушения скважины, и последующий ввод скважины в эксплуатацию за один спуск колонны насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом, при этом весь процесс предпусковой очистки скважины контролируется с устья скважины.This ensures pre-start cleaning of the well from heavy borehole fluid containing sludge, sand and mud, which is filled, including for killing the well, and subsequent commissioning of the well in one run of the tubing string with an electric centrifugal pump, while the entire pre-start cleaning process the well is monitored from the wellhead.

После этого сбрасывают в колонну насосно-компрессорных труб 3 запорный орган который, достигнув пусковой муфты 5, садится на посадочное седло 14 полой втулки 13.After that, a locking member is thrown into the tubing string 3, which, having reached the starting sleeve 5, sits on the landing seat 14 of the hollow sleeve 13.

Центратор 19 исключает осевое отклонение запорного элемента 15 в колонне насосно-компрессорных труб 3 и обеспечивает посадку полушара 17 запорного органа 15 на посадочное седло 14 полой втулки 13 пусковой муфты 5.The centralizer 19 eliminates the axial deviation of the locking element 15 in the tubing string 3 and ensures that the hemisphere 17 of the locking member 15 fits on the seat saddle 14 of the hollow sleeve 13 of the start-up clutch 5.

На устье скважины 1 обвязывают верхний конец колонны насосно-компрессорных труб 3 с насосным агрегатом (на фиг.1, 2, 3 не показано), посредством которого в колонне насосно-компрессорных труб 3 (см. фиг.3) заполняют колонну насосно-компрессорных труб 3 технологической жидкостью, например сточной водой плотностью 1100 кг/м³ и создают в ней избыточное давление, например 5,0 МПа.At the wellhead 1, the upper end of the tubing string 3 is tied to a pump unit (not shown in FIGS. 1, 2, 3), by means of which the tubing string is filled in the tubing string 3 (see FIG. 3) pipes 3 with a process fluid, for example, waste water with a density of 1100 kg / m ³ and create an overpressure in it, for example, 5.0 MPa.

Под действием избыточного давления на запорный орган 15 полая втулка 13 разрушает срезной элемент 12 (см. фиг.2 и 3) и перемещается вниз до упора во внутреннюю кольцевую выборку 11, при этом стопорное кольцо 10, выполненное пружинным разрезным, сначала расширяется в кольцевой канавке 9, пропуская полую втулку 13 вниз, а затем, сжимаясь, стопорное кольцо 10 фиксирует полую втулку 13 за ее верхний торец. В результате полая втулка 13 изнутри герметично перекрывает аэратор 6 пусковой муфты 5, т.е. гарантированно герметично посредством уплотнительных колец 16 отсекает аэратор 6 пусковой муфты 5 от канала 7 колонны насосно-компрессорных труб 3 и кольцевого пространства 4 скважины после ее очистки.Under the action of excessive pressure on the locking member 15, the hollow sleeve 13 destroys the shear element 12 (see FIGS. 2 and 3) and moves down to the stop in the inner ring sample 11, while the snap ring 10, made by a spring split, first expands in the annular groove 9, passing the hollow sleeve 13 down, and then, compressing, the retaining ring 10 fixes the hollow sleeve 13 at its upper end. As a result, the hollow sleeve 13 seals the aerator 6 of the starter clutch 5 from the inside, i.e. guaranteed tightly by means of sealing rings 16 cuts off the aerator 6 of the starting sleeve 5 from the channel 7 of the column of tubing 3 and the annular space 4 of the well after cleaning it.

Далее в колонну насосно-компрессорных труб 3 (см. фиг.3) спускают канат 7, оснащенный снизу ловильным инструментом, управляемый с устья скважины 1, например, с помощью геофизической лебедки (на фиг.1, 2, 3 не показано). В качестве ловильного инструмента применяют известное стандартное оборудование, например наружную труболовку, и производят захват запорного органа 15 (см. фиг.3) под ловильную головку 20. После захвата ловильным инструментом запорного органа 15 под ловильную головку 20 производят натяжение каната вверх, например, на усилие 10⁴ Н и отрывают запорный орган 15 с посадочного седла 14 полой втулки 13. После чего извлекают канат с ловильным инструментом и запорным органом 15 из колонны насосно-компрессорных труб 3 из скважины 1. В процессе проведения работ с применением предлагаемого устройства последовательность выполняемых работ контролируется с устья скважины 1.Next, a rope 7 is lowered into the tubing string 3 (see FIG. 3), equipped with a fishing tool from below, controlled from the wellhead 1, for example, using a geophysical winch (not shown in FIGS. 1, 2, 3). As a fishing tool, well-known standard equipment is used, for example, an outer tube, and the locking member 15 (see FIG. 3) is captured under the fishing head 20. After the locking tool 15 is caught by the fishing tool under the fishing head 20, the rope is pulled upward, for example, force 10 ⁴ N and tear off the locking member 15 from the seat saddle 14 of the hollow sleeve 13. Then remove the rope with the fishing tool and locking member 15 from the tubing string 3 from the well 1. In the process t using the proposed device, the sequence of work is controlled from the wellhead 1.

Включают электроцентробежный насос 2 и запускают скважину 1 в работу.Turn on the electric centrifugal pump 2 and start the well 1 in operation.

Предлагаемое устройство для предпусковой очистки скважины позволяет повысить надежность и эффективность работы устройства за счет возможности контроля за процессом предпусковой очистки скважины и гарантированным герметичным отсечением аэратора пусковой муфты после очистки скважины, а также устройство позволяет избежать затрат на изготовления устьевого герметизатора каната.The proposed device for pre-launch cleaning of the well allows to increase the reliability and efficiency of the device due to the ability to control the process of pre-start cleaning of the well and guaranteed tight shutoff of the aerator of the start-up sleeve after cleaning the well, as well as the device avoids the cost of manufacturing the wellhead sealant of the rope.

Claims

A device for pre-launch cleaning of a well, comprising an electric centrifugal pump suspended on a tubing string forming an annular space with a wellbore, a start-up coupling connecting the centrifugal pump to a tubing string, an aerator having a channel for pumping compressor pipes with annular space of the wellbore, a hollow shutoff valve, a rope controlled from the wellhead, characterized in that the hollow shutoff valve is made in the form of a knocking finger installed in the aerator of the starting sleeve with the possibility of destruction under the influence of the weight of the load discharged into the tubing string from the wellhead, and the channel connection of the tubing with the annular space of the wellbore, while the starting sleeve above the aerator is equipped with an internal an annular groove in which the circlip is installed, and an inner ring selection is made from below in the start-up clutch, and in the start-up clutch above the aerator, a hollow sleeve is fixed with a shear element a, equipped with a top seat, and the hollow sleeve has the ability to destroy the shear element and axial movement down to the stop in the inner annular selection under the action of excess pressure created in the tubing string after dropping the shut-off member into it and placing it on the seat seat hollow sleeve, with fixing the hollow sleeve with a retaining ring behind its upper end and hermetic overlap from the inside with the hollow sleeve of the aerator of the starting clutch, and the locking body is made in the form of a hemisphere with a rod rigidly fixed to it from above, equipped with a centralizer, while the upper end of the rod is equipped with a fishing head for a fishing tool, lowered into the tubing string on a rope controlled from the wellhead to remove the shutoff member.