RU2734193C1

RU2734193C1 - Shear pressure valve

Info

Publication number: RU2734193C1
Application number: RU2020110099A
Authority: RU
Inventors: Олег Владимирович Гладунов; Сергей Александрович Козлов; Ринат Асхатович Гатин; Анатолий Владимирович Ртищев; Антон Николаевич Кавтаськин; Василий Анатольевич Абрамов
Original assignee: Акционерное общество "Самаранефтегаз"
Priority date: 2020-03-10
Filing date: 2020-03-10
Publication date: 2020-10-13

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: invention relates to oil industry, in particular to valve devices used for process operations carried out on wells, and can be used to arrange annular space and inner cavity of tubing in well layouts using packer systems during chemical treatment of bottomhole formation zone, as well as in order to inspect tightness of used tubing lifts. Shear pressure valve comprises a body, a working chamber, flushing holes, a valve seat, a shutoff element made in form of a ball, glands, and pins retaining the valve seat. Valve seat is equipped with internal through channel, providing passage of geophysical instruments, and external through channels, which after creation of excess pressure, cutting of pins and movement of valve seat into working chamber together with working chamber and open flushing holes provide fluid circulation between under-packer and above-packer spaces of valve.

EFFECT: wider range of valve devices, allowing for leveling of under-packer and above-packer pressure after carrying out in process operations wells, as well as reduced volume of used killing fluids and reduced duration of performance of technological operations for checking tightness of used tubing lifts prior to treatment of bottomhole zone of well.

1 cl, 3 dwg

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к клапанным устройствам для технологических операций проводимых на скважинах и может быть использован для организации сообщения затрубного пространства и внутренней полости насосно-компрессорных труб (НКТ), технологических насосно-компрессорных труб с износостойкими замками (ТНКТ) в скважинных компоновках с использованием пакерных систем при проведении химических обработок призабойной зоны пласта скважин, а так же с целью проверок герметичности применяемых лифтов НКТ, ТНКТ.The invention relates to the oil industry, in particular to valve devices for technological operations carried out in wells and can be used to organize communication between the annular space and the inner cavity of tubing, technological tubing with wear-resistant locks (TNKT) in wells assemblies using packer systems when carrying out chemical treatments of the bottomhole formation zone of wells, as well as for testing the tightness of the tubing and TNKT lifts used.

Клапан опрессовочный срезной (КОС) в зависимости от места установки в компоновке колонн НКТ, ТНКТ предназначен для выравнивания давления в подпакерном и надпакерном пространствах скважины после проведения технологических операций по обработке призабойной зоны (ОПЗ) скважины, обеспечения возможности проведения технологических операций по промывке лифта НКТ, ТНКТ от неиспользованного кислотного состава (КС), замене жидкости глушения в скважине до срыва пакера, сокращения продолжительности операций по разрядке скважин, облегчения технологических операций по срыву применяемого пакерного оборудования после проведения ОПЗ скважины в случаях отсутствия приемистости обрабатываемого пласта скважины с расположением клапана в над пакерной зоне, а так же с целью сокращения спуско-подъемных операций (СПО) с целью проверки герметичности применяемого лифта НКТ, ТНКТ перед проведением ОПЗ на скважинах с низким пластовым давлением и высокой приемистостью пласта с расположением клапана в нижней точке лифта НКТ, ТНКТ, в под пакерной зоне.The shear pressure valve (KOS), depending on the place of installation in the tubing strings, TNKT is designed to equalize the pressure in the under-packer and above-packer spaces of the well after processing the bottomhole zone (BHT) of the well, enabling technological operations to flush the tubing elevator, TNCT from unused acid composition (CS), replacement of the kill fluid in the well before the packer breaks down, shortening the duration of operations to discharge the wells, facilitating technological operations for the disruption of the used packer equipment after the well completion in cases where there is no injectivity of the treated formation of the well with the valve located above the packer zone, as well as in order to reduce tripping and lifting operations (ROP) in order to check the tightness of the used tubing, TNKT elevator before performing BHT on wells with low reservoir pressure and high reservoir injectivity with a valve located at the lowest point or ft of tubing, TNKT, in under the packer zone.

Известно скважинное противовыбросовое устройство по патенту на изобретение №2100570 с приоритетом от 14.03.1996 г. состоящее из корпуса, в котором установлено седло и обойма, имеющая возможность возвратно-поступательного перемещения относительно корпуса. Обойма выполнена в верхней части со стойками и имеет осевой паз на своей наружной стороне. В ней на цапфах установлен запорный элемент с центральным осевым каналом и узлом ограничения поворота в виде пальцев, взаимодействующих со стойками. Сам запорный элемент имеет форму шара, у которого отсечены два боковых шаровых сегмента. Эти боковые плоскости взаимно параллельны и равноудалены от центральной оси канала запорного элемента.Known borehole blowout device according to the patent for invention No. 2100570 with a priority of 03.14.1996, consisting of a housing in which a saddle and a cage are installed, having the ability to reciprocate relative to the housing. The cage is made in the upper part with racks and has an axial groove on its outer side. A locking element with a central axial channel and a rotation limiting unit in the form of fingers interacting with the struts is installed on the trunnions. The shut-off element itself has the shape of a ball, from which two lateral ball segments are cut off. These side planes are mutually parallel and equidistant from the central axis of the shut-off element channel.

Данное устройство предназначено для герметизации трубного канала при достижении расчетного критического расхода жидкости или газа и не позволяет произвести выравнивание надпакерного и подпакерного давления после проведения в нефтяных скважинах технологических операций.This device is designed to seal the pipe channel when the design critical flow rate of liquid or gas is reached and does not allow equalizing the above-packer and below-packer pressure after technological operations in oil wells.

Известен клапан промывочный шариковый по патенту №2654111 с приоритетом от 30.06.2017 г. содержащий цилиндрический корпус со ступенчатым отверстием и радиальным выходным (промывочным) отверстием. Радиальных отверстий может быть несколько. В отверстии корпуса установлена обойма, выполненная в виде сегмента, в которой выполнена цилиндрическая полость для прохода промывочной жидкости с возможностью соединения с полостью НКТ, расположенной выше клапана. В полости установлены седло, запорный элемент, выполненный в виде шара, возвратная пружина, установленная между регулировочным винтом и шаром, поджимающая шар к седлу. Седло установлено в отверстии полости и зажато резьбовой втулкой. В обойме выполнено резьбовое радиальное отверстие соосно радиальному отверстию корпуса для выхода промывочной жидкости. В обойму через радиальное отверстие корпуса ввинчен винт с отверстием для выхода промывочной жидкости. Винт удерживает обойму в радиальном и осевом направлениях.Known flush ball valve according to patent No. 2654111 with priority from 30.06.2017, containing a cylindrical body with a stepped hole and a radial outlet (flush) hole. There can be several radial holes. In the bore of the body there is a yoke made in the form of a segment, in which a cylindrical cavity is made for the passage of the flushing fluid with the possibility of connecting to the tubing cavity located above the valve. A saddle is installed in the cavity, a locking element made in the form of a ball, a return spring installed between the adjusting screw and the ball, pressing the ball to the seat. The seat is installed in the cavity bore and is clamped by a threaded bushing. A threaded radial hole is made in the cage coaxially with the radial hole of the housing for the flushing fluid outlet. A screw with a hole for flushing fluid is screwed into the cage through the radial opening of the housing. The screw holds the ferrule radially and axially.

Но данное устройства предназначено для пропуска промывочной жидкости из колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в затрубное пространство для размыва гидратных пробок и не позволяет произвести выравнивание надпакерного и подпакерного давления после проведения в нефтяных скважинах технологических операций.But this device is designed to pass the flushing fluid from the tubing string into the annular space to wash out hydrate plugs and does not allow equalizing the above-packer and below-packer pressure after technological operations in oil wells.

Самым близким по своей технической сущности является клапан циркуляционный гидравлический КЦГ известный из интернета источника, расположенного по адресу https://npf-paker.ru/catalog/type/klapany/ktsg. Данный клапан предназначен для организации сообщения затрубного пространства и внутренней полости насосно-компрессорных труб НКТ в скважинных пакерных компоновках при проведении работ по извлечению и закачке жидкостей и эксплуатации скважин, а также для выравнивания трубного и затрубного давления в компоновках пакерного оборудования. Клапан КЦГ содержит корпус, промывочные отверстия, седло клапана, запорный элемент выполненный в виде шара. После сброса шара и создания давления в НКТ седло опускается, открывая промывочные отверстия, через которые осуществляется циркуляция жидкости между трубным и затрубным пространствами.The closest in technical essence is the KCG hydraulic circulating valve known from the Internet source located at https://npf-paker.ru/catalog/type/klapany/ktsg. This valve is designed to organize communication between the annular space and the inner cavity of the tubing tubing in well packer assemblies during the extraction and pumping of fluids and well operation, as well as for equalizing the pipe and annular pressure in the packer equipment assemblies. The KCG valve contains a body, flushing holes, a valve seat, a shut-off element made in the form of a ball. After releasing the ball and creating pressure in the tubing, the seat is lowered, opening the flushing holes through which the fluid is circulated between the pipe and annular spaces.

Данное устройство не позволяет выравнивать надпакерное и подпакерное давление, поскольку циркуляционные отверстия расположены выше запорного элемента выполненного в виде шара и при открытых промывочных отверстиях циркуляция жидкости возможна только в двух направлениях в верхней части между трубным и затрубным пространствами, и не позволяет произвести выравнивание надпакерного и подпакерного давлений после проведения технологических операций в случае когда подпакерное давление ниже надпакерного.This device does not allow equalizing the above-packer and below-packer pressures, since the circulation holes are located above the shut-off element made in the form of a ball and with open flushing holes, liquid circulation is possible only in two directions in the upper part between the pipe and annular spaces, and does not allow alignment of the above-packer and below-packer pressures after technological operations in the case when the sub-packer pressure is lower than the above-packer pressure.

Техническим результатом заявленного изобретения является расширение арсенала клапанных устройств позволяющих, осуществлять выравнивание надпакерного и подпакерного давлений после проведения в скважинах технологических операций, а также обеспечивающих сокращение продолжительности проведения технологических операций по проверке герметичности применяемых лифтов НКТ, ТНКТ перед ОПЗ.The technical result of the claimed invention is to expand the arsenal of valve devices that allow equalizing the above-packer and below-packer pressures after carrying out technological operations in the wells, as well as providing a reduction in the duration of technological operations to check the tightness of the tubing and TNKT elevators used before the BOP.

Заявленный технический результат достигается за счет того, что клапан опрессовочный срезной содержащий корпус, рабочую камеру, промывочные отверстия, седло клапана, запорный элемент выполненный в виде шара, сальники, штифты удерживающие седло клапана, причем седло клапана снабжено внутренним проходным каналом обеспечивающим прохождение геофизических приборов, и внешними проходными каналами которые после создания избыточного давления, срезания штифтов и перемещения седла клапана в рабочую камеру, в совокупности с рабочей камерой и открытыми промывочными отверстиями обеспечивают циркуляцию жидкости между подпакерным и надпакерным пространствами клапана. После спуска в скважину компоновки пакера, клапана на НКТ, ТНКТ и установки пакера в заданном интервале, через НКТ производится закачка в скважину необходимого реагента, проводятся геофизические исследования. После закачки в скважину реагента с целью ОПЗ и проведения необходимых геофизических исследований, для предотвращения выброса реагента, а так же нефти, газа и пластовой воды из скважины на устье (поверхность), необходимо создать противодавление. С целью создания противодавления используются жидкости глушения расчетной плотности. Закачка жидкости глушения в скважину с целью выравнивания давлений между подпакерным и затрубным надпакерным пространствами как в единую систему не возможна. Для этого штифты удерживающие седло клапана выполнены таким образом, что при избыточном давлении создаваемом жидкостью глушения через запорный элемент на седло, седло клапана опускаясь производит их срез, открывая при этом промывочные отверстия. Выполнение на нижней части седла клапана каналов и выполнение рабочей камеры большего диаметра, чем наружный диаметр седла клапана, обеспечивают зазор между стенками рабочей камеры и седлом клапана, что позволяет жидкости беспрепятственно циркулировать между подпакерным и затрубным надпакерным пространствами обеспечивая необходимый результат по выравниванию давлений в вышеуказанных пространствах. Установка клапана опрессовочный срезного,под пакером вместо заглушки или опрессовочного узла обеспечивает сокращение количества СПО или сокращение продолжительности работ и сокращение объемов используемых жидкостей глушения с целью проверки герметичности применяемого лифта НКТ, ТНКТ на скважинах с низким пластовым давлением и высокой приемистостью.The claimed technical result is achieved due to the fact that a pressure-testing shear valve containing a body, a working chamber, flushing holes, a valve seat, a shut-off element made in the form of a ball, glands, pins holding the valve seat, and the valve seat is equipped with an internal passageway providing the passage of geophysical instruments, and external flow channels, which, after creating excess pressure, cutting the pins and moving the valve seat into the working chamber, together with the working chamber and open flushing holes, ensure the circulation of liquid between the under-packer and above-packer spaces of the valve. After running the packer assembly, valve on tubing, TNKT into the well and installing the packer in a given interval, the required reagent is injected into the well through the tubing, and geophysical studies are carried out. After injecting a reagent into the well for the purpose of BHT and carrying out the necessary geophysical studies, to prevent the release of the reagent, as well as oil, gas and formation water from the well to the wellhead (surface), it is necessary to create back pressure. In order to create back pressure, well killing fluids of design density are used. Pumping the kill fluid into the well in order to equalize the pressures between the under-packer and annular above-packer spaces as a single system is not possible. For this, the pins holding the valve seat are made in such a way that when the overpressure created by the kill fluid through the shut-off element onto the seat, the valve seat will cut them down, opening the flushing holes. The execution of channels on the lower part of the valve seat and the design of the working chamber with a larger diameter than the outer diameter of the valve seat, provide a gap between the walls of the working chamber and the valve seat, which allows the liquid to circulate freely between the under-packer and annular over-the-packer spaces, providing the necessary result for equalizing the pressures in the above-mentioned spaces ... Installation of a shear pressure test valve under the packer instead of a plug or a pressure test unit provides a reduction in the number of trips or a reduction in the duration of work and a reduction in the volume of well killing fluids used in order to check the tightness of the tubing, TNKT used lift in wells with low formation pressure and high injectivity.

Суть технического решения поясняется чертежами, где на фигуре 1 изображен клапан опрессовочный срезной 1, седло клапана 2, запорный элемент 3, сальники 4, штифты срезные 5, промывочные отверстия 6, внешние каналы 12, рабочая камера 13, внутренний проходной канал 14. На фигуре 2 схематически изображена установки опрессовочного срезного клапана над пакером, пакер 7, подпакерное пространство 8, затрубное надпакерное пространство 9, внутренняя полость насосно-компрессорных труб НТК 10, лифт насосно-компрессорных труб НТК 11. На фигуре 3 схематически изображена установки опрессовочного срезного клапана под пакером, пакер 7, подпакерное пространство 8, затрубное надпакерное пространство 9, внутренняя полость насосно-компрессорных труб НТК 10, лифт насосно-компрессорных труб НТК 11.The essence of the technical solution is illustrated by drawings, where figure 1 shows a shear pressure valve 1, valve seat 2, shut-off element 3, oil seals 4, shear pins 5, flushing holes 6, external channels 12, working chamber 13, internal passage channel 14. In figure 2 schematically depicts the installation of a pressure shear valve above the packer, packer 7, the sub-packer space 8, the annular above the packer space 9, the inner cavity of the tubing pipes NTK 10, the lift of the tubing pipes NTK 11. Figure 3 schematically shows the installation of the pressure testing shear valve under the packer , packer 7, sub-packer space 8, annular above-packer space 9, inner cavity of tubing pipes NTK 10, lift of tubing pipes NTK 11.

Устройство работает следующим образом. С помощью лифта НКТ, ТНКТ 11 в скважину опускается пакер 7 с установленным клапаном опрессовочным срезным 1 (фиг. 2). Через внутреннюю полость НКТ, ТНКТ 10 производится закачка в скважину реагента, при этом сальники 4 обеспечивают герметичность и не допускают контакт реагента со штифтами 5, а также не допускают переток реагента в затрубное надпакерное пространство 9 через промывочные отверстия 6, далее при необходимости в подпакерное пространство 8 через внутреннюю полость НКТ, ТНКТ 10 и через внутренний проходной канал 14 седла клапана 2 производится спуск геофизических приборов. После закачки в скважину реагента, и проведения геофизических исследований во внутреннюю полость НКТ, ТНКТ 10 вбрасывается запорный элемент 3, который под действием силы тяжести опускается на седло 2 перекрывая движение жидкости из внутренней полости НКТ 10 в подпакерное пространство 8 через внутренний проходной канал 14 седла клапана 2, после чего во внутренней полости НКТ 10 создается расчетное избыточное давление для среза штифтов 5, удерживающих седло клапана 2. Под действием избыточного давления происходит срез штифтов 5, удерживающих седло клапана 2, далее седло клапана 2 с запорным элемент 3 перемещаясь в низ в рабочую камеру 13, открывая промывочные отверстия 6. После перемещения седла клапана 2 в нижнее положение, в рабочую камеру 13, внешние каналы 12, а так же зазор между стенками рабочей камеры 13 и седлом клапана 2 обеспечивают циркуляцию жидкости между подпакерным пространством 8 и затрубным надпакерным пространством 9 обеспечивая проведение необходимых операций по глушению и промывке скважины, тем самым, обеспечивая уравнивание давлений в подпакерной и надпакерной зонах и безаварийное извлечение пакерного оборудования на лифте НКТ, ТНКТ из скважины. При установке клапана опрессовочного срезного 1 под пакером 7 вместо заглушки или опрессовочного узла, (фиг. 3) в этом случае запорный элемент 3 размещается в седле клапана 2 и в процессе и/или по окончанию спуска лифта НКТ 11 в скважину производится проверка герметичности лифта НКТ, ТНКТ 11 путем создания во внутренней полости НКТ 10 давления, не превышающего расчетное давление срезки штифтов 5 клапана 1. По окончанию операций по проверке герметичности в лифте НКТ 11 создается избыточное давление, за счет которого происходит срезка штифтов 5 удерживающих седло клапана 2, седло клапана 2 перемещается в рабочую камеру 13 открывая промывочные отверстия 6 и тем самым обеспечивается возможность проведения обработок пласта скважины без дополнительных СПО для снятия заглушки или закачки жидкости глушения в скважину с целью выталкивания клапана опрессовочного узла на поверхность из компоновки лифта НКТ, ТНКТ 11, что обеспечивает сокращение продолжительности и объемов применяемых жидкостей глушения с целью проведения технологических операций по проверке герметичности применяемых лифтов НКТ перед ОПЗ.The device works as follows. With the help of the tubing elevator, TNKT 11, a packer 7 is lowered into the well with a pressure shear valve 1 installed (Fig. 2). Through the internal cavity of the tubing, TNKT 10, the reagent is injected into the well, while the glands 4 ensure tightness and prevent contact of the reagent with the pins 5, and also prevent the reagent from flowing into the annular above the packer space 9 through the flushing holes 6, then, if necessary, into the sub-packer space 8 through the inner cavity of the tubing, TNKT 10 and through the internal passageway 14 of the valve seat 2, geophysical instruments are lowered. After pumping a reagent into the well, and conducting geophysical studies into the inner cavity of the tubing, TNKT 10 is thrown in a shut-off element 3, which, under the action of gravity, is lowered onto the seat 2, blocking the movement of fluid from the inner cavity of the tubing 10 into the sub-packer space 8 through the inner passageway 14 of the valve seat 2, after which a design overpressure is created in the inner cavity of the tubing 10 to shear the pins 5 holding the valve seat 2. Under the action of the overpressure, the pins 5 holding the valve seat 2 are sheared, then the valve seat 2 with the shut-off element 3 moving down to the working chamber 13, opening the flushing holes 6. After moving the valve seat 2 to the lower position, into the working chamber 13, the external channels 12, as well as the gap between the walls of the working chamber 13 and the valve seat 2, ensure the circulation of liquid between the under-packer space 8 and the annular above-packer space 9 ensuring the necessary operations for jamming and flushing the well, thereby ensuring equalization of pressures in the below-packer and above-packer zones and trouble-free retrieval of packer equipment on the tubing lift, TNKT from the well. When installing a pressure shear valve 1 under the packer 7 instead of a plug or a pressure testing unit, (Fig. 3) in this case, the shut-off element 3 is placed in the valve seat 2 and in the process and / or at the end of running the tubing 11 into the well, the tightness of the tubing is checked , TNKT 11 by creating a pressure in the inner cavity of the tubing 10 that does not exceed the design shear pressure of the pins 5 of the valve 1. At the end of the operations to check the tightness in the tubing 11 elevator, excessive pressure is created, due to which the pins 5 holding the valve seat 2, the valve seat are sheared 2 moves into the working chamber 13, opening the flushing holes 6 and thereby makes it possible to carry out treatments of the well formation without additional tripping for removing the plug or pumping the kill fluid into the well in order to push the valve of the pressure testing unit to the surface from the tubing elevator assembly, TNKT 11, which provides a reduction duration and volumes of applied fluids deep sheniya for the purpose of carrying out technological operations to check the tightness of the used tubing elevators before the OPZ.

Claims

Shear pressure valve, containing a body, a working chamber, flushing holes, a valve seat, a shut-off element made in the form of a ball, glands, pins holding the valve seat, characterized in that the valve seat is equipped with an internal passageway that ensures the passage of geophysical instruments, and external through channels, which, after creating excessive pressure, cutting the pins and moving the valve seat into the working chamber, in conjunction with the working chamber and open flushing holes, ensure the circulation of liquid between the under-packer and above-packer spaces of the valve.