SU1070301A1

SU1070301A1 - Deep-well formation isolating device

Info

Publication number: SU1070301A1
Application number: SU813340803A
Authority: SU
Inventors: Дамир Хатмиевич Курамшин
Original assignee: Kuramshin Damir Kh
Priority date: 1981-09-17
Filing date: 1981-09-17
Publication date: 1984-01-30

Abstract

СКВАЖИННЫЙ ОТСЕКАТЕЛЬ ПЛАСТА, содержащий корпус, седла, между которыми размещен затвор, выполненный в виде шара с осевым каналом, узел управлени затвором с камерой, заполненной в зкой жидкостью и сжатым газом, в которой установлен подпружиненный порщень, узел , поворота затвора, включающий направл ющие элементы, установленные с возможностью взаимодействи с сегментами и щаром , камеру с эластичной диафрагмой, дел щей ее на две кольцевые полости, одна из которых сообщена со скважиной, а друга заполнена в зкой жидкостью и сообщена через золотниковый клапан с камерой .узла управлени затвором, отличающийс тем, что,, с целью повышени надежности работы его за счет улучшени герметизирующей способности, он снабжен гибкими средоразделител ми, установленными над и под камерой узла управлени затвором, образующими с корпусом и подпружиненным порщнем полости, св занные между собой и с кольцевой полостью, заполненной в зкой жидкостью, а в корпусе выполнена дополнительна камера, св занна через управл ющий клапан с каi мерой узла управлени затвором, причем На боковых поверхност х шара и сегменСП тов выполнены пазы, а направл ющие элементы выполнены в виде роликов, свободно размещенных в пазах шара и сегментов .A BOTTOM BREAKDOWN of the PLASTE, comprising a body, saddles, between which is placed a shutter made in the form of a ball with an axial channel, a shutter control unit with a chamber filled with a viscous liquid and compressed gas, in which a spring-loaded bore is installed, a unit turning the shutter that includes guides elements that are interoperable with segments and a bristle, a chamber with an elastic diaphragm dividing it into two annular cavities, one of which communicates with the well, and the other is filled with viscous fluid and communicated Through a slide valve with a camera. a gate control unit, characterized in that, in order to increase its reliability by improving the sealing ability, it is equipped with flexible separators installed above and below the chamber of the gate control unit forming the housing and the spring loaded cavity. connected with each other and with an annular cavity filled with a viscous liquid, and in the body there is an additional chamber connected through the control valve to the chamber of the gate control unit, and The grooves of the ball and segmental surfaces are made, and the guide elements are made in the form of rollers freely placed in the grooves of the ball and segments.

Description

о со Изобретение относитс к добыче нефти и может быть использовано дл перекрыти ствола скважины выше продуктивных пластов при проведении подземного ремонта . Известен забойный запорный клапан, со держащий корпус с кольцевой гидрокамеjxni , седла, между которыми размещен :,aTiioi), выполненный в виде шара с осевым каналом, подпружиненный поршень. образуюший с корпусом дополнительную гидрокамеру 1. Недостатком указанного клапана вл етс низка надежность его работы из-за возможной разгерметизации камер в процессе эксплуатации вследствие значительной разности давлений в скважине на глубине установки клапана и в его гидрокамерах . Возникновение в данной конструкции отсекател значительных перепадов давлений в гидрокамерах и скважине обусловлено следующим обсто тельством: перед спуском клапана в скважину в его гидрокамеру нагнетают нейтральный газ с такими термодинамическими параметрами, чтобы при спуске клапана на заданную глубину давление в гидрокамере стало равным давлению в скважине. Однако в процессе эксплуатации скважины термодинамические параметры (давление, температура ) скважинной жидкости на глубине установки забойного запорного клапана значительно измен ютс , при этом конструкци клапана не обеспечивает выравнивание давлений в скважине и гидрокамерах . Изменение давлени по стволу скважины вызываетс различными причинами. Так при работе погружных электронасосов перепад между пластовым и забойным давлени ми достигает 10 МПа и более. При подземном ремонте, напротив, забойное давление может превышать пластовое до 2 МПа и более. Изменени давлени и температуры но стволу скважины возработах . никают так же при подземных св занных с воздействием на пласт с целью увеличени производительности скважины и др. Клапан такой конструкции перед спуском в скважину должен быть настроен так, чтобы при кратковременных остановках глубинной насосной установки не произошло его самопроизвольное закрытие из-за возможного повышени статического уровн жидкости в скважине вследствие, например, увеличени закачки жидкости в смежные нагнетательные скважины. Самопроизвольное закрытие клапана осложнит последующий запуск глубинной насосной установки, в особенности ее автоматический запуск, так как до запуска установки необходимо открыть забойный клапан, дл чего сначала надо понизить давление в скважине, при этом привод затвора придет в исходное положение (подвижный поршень займет свое верхнее крайнее положение), а затем повысить давление в скважине до давлени срабатывани (открыти ) клапана. Устранение самопроизвольного закрыти клапана вследствие возможного повышени давлени в скважине приводит к необходимости повышени расчетной разности влении в скважине и гидрокамерах клапана , необходимой дл его срабатывани . Повышенные перепады давлений- между скважиной и гидрокамерами ускор ют разгерметизацию последних и привод т к потере работоспособности клапана. Кроме того, конструктивна схема кла пана предполагает дл герметизации второй гидрокамеры применение подвижных эластичных уплотнительных элементов. Как известно такие уплотнени не обеспечивают полной герметизации и плохо противосто т действию абразивных частиц, содержашихс в скважинной жидкости. Абразивные частицы ускор ют износ уплотнений , повышают трейие и могут привести к заклиниванию подвижного поршн . Помимо этого статическое трение (трение поко ) резиновых колец о металлические поверхности зависит от длительности неподвижного контакта и при длительном контактировании резко возрастает, что приводит либо к разрушению резиновых колец, либо к увеличению давлени нагнетани в скважину технологической жидкости дл срабатывани клапана. Указанные недостаткиподвижных эластичных уплотнений усугубл ютс в скважинах, эксплуатаци которых ослож«ена образованием солеотложений в скважинном оборудовании. Образование солеотложений на рабочих поверхност х подвижных соединений приводит к значительному увеличению трени скольжени и к закли« ванию подвижного поршн . У данного клапана так же сложно добитьс высокой степени герметизации затвора , так как положение «закрыто образуетс при двух разных положени х шара, чередующихс через его поворот на 180°. Это приводит к необходимости обеспечени одинакового плотного прилегани обоих седел к всей рабочей поверхности шара, что практически очень сложно. Наиболее близким к предлагаемому вл етс скважинный обтекатель пласта, содержащий корпус, седла, между которыми раз мещен затвор, выполненный в виде шара с осевым каналом, узел управлени затвором с камерой, заполненный в зкой жидкостью и сжатым газом, в которой установлен подпружиненный поршень, узел поворота затвора, включающий направл ющие элементы, установленные с возможностью взаимодействи с сегментами и шаром , камеру с эластичной диафрагмой, дел щей ее на две кольцевые полости, одна из которых сообщена со скважиной, а друга заполнена в зкой жидкостью и сообщена через золотниковый клапан с камерой узла управлени затвором 2. Недостатком указанного отсекател вл етс его н11зка надежность работы, обусловленна низкой надежностью герметизации . Цель изобретени - повыщение надежности работы его за счет улучшени герметизирующей способности . Указанна цель достигаетс тем, что скважинный отсекатель пласта, содержащий корпус, седла, между которыми размещен затвор, выполненный в виде щара с осевым каналом, узел управлени затвором с камерой , заполненной в зкой жидкостью и сжатым газом, в которой установлен подпружиненной порщень, узел поворота затвора , включающий направл ющие элементы, установленные с возможностью взаимодействи с сегментами и щаром, камеру с эластичной диафрагмой, дел щей ее на две кольцевые полости, одна из которых сообщена со скважиной, а друга запол нена в зкой жидкостью и сообщена через золотниковый клапан с камерой узла управлени затвором, снабжен гибкими ередоразделител ми , установленными над и под камерой узла управлени затвором, образующими с корпусом и подпружиненным порщнем полости, св занные между собой и с кольцевой полостью, заполненной в зкой жидкостью, а в корпусе выполнена дополнительна камера, св занна через управл ющий клапан с камерой узла управлени затвором, причем на боковых поверхност х щара и сегментов выполнены пазы, а направл ющие элементы выполнены в виде роликов, свободно размещенных В пазах шара и сегментов. ,. на фиг. 1 показана схема компановки скважинного оборудовани совместно с предлагаемым скважинным отсекателем пласта; на фиг. 2 - скважинный отсекатель в открытом положении; на фиг. 3 - вид по стрелке А на фиг. 2 (щаровой затвор в открытом положении); на фиг. 4 - разрез Б-Б на фиг. 3; на фиг. 5 - вид rib стрелке А на фиг. 2; (на сегмент, шар и ролик при закрытом положении затвора, возникающего в конце рабочего хода подвижного поршн ). Скважинный отсекатель пласта 1 (фиг. -1) устанавливаетс в скважине совместно с пакером 2 ниже погружного насоса 3 и содержит (фиг. 2) корпус, состо щий из скрепленных между собой частей 4-6. Корпусна . часть 4 содержит дополнительную камеру 7, а часть 6 - камеру 8, снабженную эластичной диафрагмой 9, раздел ющей ее на две кольцевые полости а и 8. Корпусна деталь 5 совместно с подвижным порщнем 10, подпружиненным пружиной 11, образует камеру узла управлени затвором 12 и полости 13 и 14, уплотненные гибкими средоразделител ми 15 и 16. Камера 8 служит дл выравнивани давлений в дополнительной камере 7, узле управлени затвором 12 и скважине на глубине установки отсекател , при изменении давлени в последней в расчетном диапазоне . Полость а камеры 8 и полости 13 и 14 с помощью металлической трубки 17 сообщ аютс между собой. Полость б камеры 8 сообщаетс со скважиной через отверстие 18. Дополнительна камера 7 сообщаетс с ка.мерой узла управлени затвором 12 с помощью металлической трубки 19. Трубки 17 и 19 уложены в-специальные пазы, выполненные на наружной поверхности корпуса отсекател и защищены от механических повреждений (не показано), Дл разобщени дополнительной камеры 7 от камеры узлл управлени затвором 12 до спуска отсекател в скважину на расчетную глубину служит управл ющий клапан 20. Управл ющий- клапан 20 открываетс под действием расчетного давлени , несколько .меньшего забойного давлени , устанавливающегос при выходе электропогружной установки на режим, на величину, учитывающую неточность расчета, возможное повышение забойного давлени во врем эксплуатации отсекател и т. д. Таким образом, управл ющий клапан 20 открыт на весь период нахождени отсекател в скважине, независимо от естественного изменени давлени в ней. Включение управл ющего клапана 20 в отсекатель позвол ет закачать в дополнительную камеру 7 расчетное количество газа под больщим давлением, которое не передаетс на манжетные уплотнени 15 и 16 и диафрагму 9 в процессе зар дки газом, спуска в скважину и подъема из скважины отсекател . Это позвол ет при незначительной прочности гибких средоразделителей 15 и 16 и диафрагмы 9, в несколько раз уменьшить емкость дополнительной камеры 7, камеры 8 и в целом габариты всего отсекател . В корпусной детали 5 расположен золотниковый клапан 21, который в зависимости от величины давлени окружающей среды, открывает или закрывает канал 22, соедин ющий камеру узла управлени затвором 12 с полостью 14. Расчетное давление, при котором происходит запирание канала 22 золотниковым клапаном 21, несколько больше пластового давлени на величину, учитывающую возможное увеличение пластового давлени за врем нахождени отсекател в скважине, неточность настройки и погрешность срабатывани отсекател , возможное долговременное превышение забойного давлени в остановленной скважине над пластовым давлением при текущем ремонте и т.д. К корпусной детали 5, симметрично относительно оси отсекател прикреплены сегменты 23, с выполненными в них фигурными пазами 24 (фиг. 2-5). ВнуФри подвижного поршн 10 размеш.ен шаровой затвор (фиг. 2-5) состо ш.ий из шара 26, с симметрично выполненными пазами 27 и подвижных седел 28, подпружиненных пружинами 29. Шаровой затвор 25 взаимодействует с сегментами 23 посредством направл ющих элементов 30. Направл ющие элементы 30 размещены в месте пересечени пазов 24 с пазами 27. Кроме того, скважинный отсекатель снабжен наливным клапаном 31 (фиг. 2) предназначенным дл заполнени полости а камеры 8, узла управлени затвором 12 и полостей 13 и 14 в зкой жидкостью, а дл выпуска воздуха - пробкой (не показана). Дл зар дки дополнительной камеры 7 нейтральным газом и в зкой жидкостью служит клапан известной конструкции (не показан) и пробка 32. Подвижный поршень 10 уплотнен к внутренним цилиндрическим поверхност м диаметрами Dj и D корпусной детали 5 поршневыми кольцами (не показаны). Негерметичность уплотнений подвижного поршн по цилиндрическим поверхност м диаметром DI и Ьг в определенных пределах не сказываетс на работоспособности отсекател . Перед спуском отсекател в скважину камеру 8 узла управлени затвором 12 и полости 13 и 14 заполн ют в зкой жидкостью , например минеральным маслом с теплостойкостью, соответствующей скважинным услови м, и сроком службы не менее средней наработки до отказа отсекател , а в дополнительную камеру 7 нагнетают расчетное количество той же в зкои жидкости и такое количество нейтрального газа, например, азота, которое в месте установки отсекател в скважине , при paBieHcTBe забойного и пластового давлений и установившейс температуре занимает расчетную часть (половину) ее объема. Во врем спуска скважинного отсекател в скважину на определённой глубине, под действием давлени скважинной жидкости, передаваемого через диафрагму 9 и жидкость, заполн ющую отсекатель, открываетс управл ющий клапан 20, и дальнейший спуск происходит при открытом сообщении дополНительН9Й камеры 7 с камерой узла управлени затвором 12. Устройство работает следующим обраПри забойном давлении работающей скважины, меньшем или равном пластовому давлению, клапаны 20 и 21 открыты, давлени в полост х и камерах отсекател уравновешены и, благодар диафрагме 9, практически равны давлению скважинной жидкости в месте установки отсекател . При уравновешенных давлени х в камере узла управлени затвором 12 и скважине подвижной поршень 10 под действием пружины 11 находитс в своем верхнем крайнем положении. Затвор 25 открываетс или закрываетс только при движении подвижного поршн 10 вниз, а при движении его вверх врашение шара 26 не происходит. Если скважинный отсекатель находитс в открытом положении, то дл его закрыти Необходимо остановить скважину и нагнетаВием в нее жидкости обеспечить возрастание давлени в скважине. При определенном текущем значении возрастающего давлени в скважине, золотниковый клапан 21 перекроет канал 22 и между камерой узла управлени затвором 12 и скважиной образуетс возрастающий перепад давлени . Этот перепад давлени , достигнув требуемой величины, определ емой диаметрами D и Од камеры узла управлени затвором 12 и кинематикой привода затвора 25, создает достаточное усилие дл перемещени подвижного поршн 10 с шаровым затвором 25 вниз. При перемещении шарового затвора вниз шар 26 своими пазами 27 воздействует на цилиндрические ролики 30, которые западают в выемки с пазов 24 сегментов 23, и их оси станов тс неподвижными относительно корпуса отсекател , вследствие чего шар 26, перемеща сь вниз, одновременно поворачиваетс на 90°. При снижении давлени в скважине золотниковый клапан 21 открываетс , а подвижный поршень 10 вместе с затвором 25 под действием пружины 11 возвращаетс в исходное (верхнее) положение. Шар 26, перемеща сь вверх, своими пазами 27 увлекает Направл ющие элементы 30, выводит их из выемок с пазов 24 и перемещает вдоль последних в противоположные крайние положени . При этом шар 26 не поворачиваетс , так как возникающий крут щий момент несравненно меньше крут щего момента , необходимого дл его поворота. Аналогична процедура открыти отсекател , при этом направл ющие элементы 30 западают в выемки е пазов 24 сегментов 23, и шар 26 повернетс в противоположную сторону. Две рабочие грани пазов 27 шара 26 (фиг. 5) выполнены под углом У к третьей рабочей грани. Величина угла Y определ етс из услови где J) -fcjf ; f- коэффициент трени скольжени ролика либо о шар, либо о сегмент (выбираетс большее значение). Если шар, ролики и сегменты выполнены из материалов, обеспечивающих коэффициент трени , равный 0,02 (например, сталь 38Х2МЮА), то угол У должен быть больше 0,04 рад или 2°18.This invention relates to the extraction of oil and can be used to block the wellbore above productive formations during underground repair. A downhole check valve is known, containing a housing with an annular hydraulic chamber, seats, between which are placed:, aTiioi), made in the form of a ball with an axial channel, a spring-loaded piston. forming an additional hydraulic chamber with the body 1. The disadvantage of this valve is its low reliability because of the possible depressurization of the chambers during operation due to the significant pressure difference in the well at the depth of the valve and in its hydro chambers. Significant pressure drops in hydrochambers and a well occur in this cutter design due to the following circumstance: before the valve is lowered into the well, a neutral gas is injected into its hydrochamber with such thermodynamic parameters that the pressure in the hydrochamber becomes equal to the well pressure. However, during well operation, the thermodynamic parameters (pressure, temperature) of the well fluid at the installation depth of the bottomhole valve vary considerably, and the design of the valve does not ensure pressure equalization in the well and hydrochambers. The variation in pressure along the wellbore is caused by various reasons. So, during the work of submersible electric pumps, the difference between the reservoir and bottomhole pressures reaches 10 MPa and more. With underground repair, on the contrary, bottomhole pressure can exceed reservoir pressure up to 2 MPa or more. Changes in pressure and temperature but in the well bore. none at the time of subsurface associated with the impact on the reservoir in order to increase the productivity of the well, etc. The valve of this design before descending into the well should be set so that during short-term shutdowns of the deep-well pumping unit there is no spontaneous closure due to possible increase of the static level fluids in the well due, for example, to an increase in fluid injection into adjacent injection wells. The spontaneous closing of the valve will complicate the subsequent start-up of the deep-well pumping unit, in particular, its automatic start, since before starting the installation it is necessary to open the bottom-hole valve, for which you first need to reduce the pressure in the well, and the valve actuator will return to its original position position) and then increase the pressure in the well to the valve opening (opening) pressure. Elimination of spontaneous valve closure due to possible pressure increase in the well leads to the need to increase the calculated difference in the well and valve hydraulic chambers necessary for its operation. Increased pressure differentials between the well and the hydrochambers accelerate the depressurization of the latter and lead to a loss of valve performance. In addition, the valve design suggests the use of movable elastic sealing elements for sealing the second hydro chamber. As is well known, such seals do not provide complete sealing and poorly resist the action of abrasive particles contained in the well fluid. Abrasive particles accelerate the wear of seals, increase traction and can lead to seizure of the movable piston. In addition, static friction (resting friction) of rubber rings on metal surfaces depends on the duration of fixed contact and increases dramatically during long-term contact, which leads either to the destruction of rubber rings or to an increase in injection pressure into the well of process fluid to actuate the valve. These deficiencies in moving elastic seals are aggravated in the wells, the operation of which is complicated by the formation of scaling in the well equipment. The formation of scaling on the working surfaces of movable joints leads to a significant increase in sliding friction and to a closure of the movable piston. This valve is also difficult to achieve a high degree of sealing of the valve, since the closed position is formed at two different positions of the ball, alternating through its 180 ° rotation. This leads to the need to ensure the same tight fit of both saddles to the entire working surface of the ball, which is practically very difficult. Closest to the present invention is a downhole formation fairing, comprising a housing, saddles, between which is located a valve, made in the form of a ball with an axial channel, a valve control unit with a chamber, filled with viscous fluid and compressed gas, in which a spring-loaded piston is installed, the assembly rotation of the shutter, including guiding elements installed with the ability to interact with the segments and the ball, the camera with an elastic diaphragm, dividing it into two annular cavities, one of which communicates with the well, and the other It is filled with a viscous fluid and communicates through the spool valve with a camera shutter control section 2. The disadvantage of this fireproof n11zka is its reliability, due to the low reliability of sealing. The purpose of the invention is to increase the reliability of its operation by improving the sealing ability. This goal is achieved by the fact that a downhole reservoir cutter, comprising a body, saddles, between which is placed a shutter made in the form of a schara with an axial channel, a shutter control unit with a chamber filled with viscous fluid and a compressed gas in which a spring-loaded bore is installed, a turning unit a shutter comprising guiding elements mounted to interact with the segments and a ball, a chamber with an elastic diaphragm dividing it into two annular cavities, one of which is in communication with the well, and the other is filled The fluid is communicated through the spool valve to the chamber of the gate control unit and is equipped with flexible distributors mounted above and below the chamber of the gate control node forming cavities connected to each other and to the annular cavity filled with viscous fluid. , and in the housing there is an additional chamber connected through the control valve with the chamber of the shutter control unit, with grooves on the side surfaces of the ditch and segments, and the guide elements are made in the form e rollers, freely placed in the grooves of the ball and segments. , in fig. 1 shows the layout of the well equipment in conjunction with the proposed downhole reservoir cutter; in fig. 2 - borehole cutter in the open position; in fig. 3 is a view along arrow A in FIG. 2 (ball valve in the open position); in fig. 4 shows a section BB in FIG. 3; in fig. 5 is a rib view of arrow A in FIG. 2; (on the segment, ball and roller in the closed position of the shutter that occurs at the end of the working stroke of the movable piston). The downhole cutoff of formation 1 (Fig. -1) is installed in the well together with the packer 2 below the submersible pump 3 and contains (Fig. 2) a body consisting of parts 4-6 fastened together. Corpus. part 4 contains an additional chamber 7, and part 6 contains a chamber 8, equipped with an elastic diaphragm 9 dividing it into two annular cavities a and 8. The body part 5 together with the movable piston 10, spring-loaded spring 11, forms the chamber of the gate control unit 12 and cavities 13 and 14, compacted by flexible separators 15 and 16. Chamber 8 serves to equalize the pressures in the additional chamber 7, the control unit of the shutter 12 and the well at the depth of the installation of the shutter, when the pressure changes in the latter in the calculated range. The cavity a of the chamber 8 and the cavity 13 and 14 by means of a metal tube 17 are connected with each other. The cavity of the chamber 8 is connected with the borehole through the opening 18. The additional chamber 7 communicates with the gauge of the gate control unit 12 by means of a metal tube 19. The tubes 17 and 19 are placed in special slots made on the outer surface of the cutter body and protected from mechanical damage (not shown) To separate the additional chamber 7 from the chamber, the control unit 12 of the shutter 12 before the shutter is lowered into the well to the calculated depth is the control valve 20. The control valve 20 opens under the action of the calculated pressure and several smaller bottomhole pressures established when the electric submersible unit is set to a mode by an amount that takes into account the inaccuracy of the calculation, possible bottomhole pressure increases during the operation of the selector, etc. Thus, the control valve 20 is open for the entire period of the selector well, regardless of the natural pressure change in it. The inclusion of the control valve 20 into the shut-off device allows pumping into the additional chamber 7 an estimated amount of gas under high pressure, which is not transmitted to the lip seals 15 and 16 and the diaphragm 9 during gas charging, lowering into the well and lifting the shut-off well. This allows, with an insignificant strength of flexible flow distributors 15 and 16 and diaphragm 9, a several-fold reduction in the capacity of the additional chamber 7, chamber 8 and the overall dimensions of the entire shutter. In the case part 5 there is a spool valve 21, which, depending on the pressure of the environment, opens or closes the channel 22 connecting the chamber of the gate control unit 12 to the cavity 14. The calculated pressure at which the channel 22 is closed by the spool valve 21 is somewhat larger reservoir pressure by a value that takes into account the possible increase in reservoir pressure during the time of the cutter in the well, inaccuracy of adjustment and accuracy of the actuation of the shutter, the possible long-term excess sludge pressure in a stopped well above reservoir pressure during maintenance, etc. Segments 23 are attached to body part 5, symmetrically with respect to the axis of the cutter, with figured slots 24 made in them (Fig. 2-5). Inside the movable piston 10, the ball valve (Fig. 2-5) consists of a ball 26, with symmetrically made grooves 27 and moving seats 28, spring-loaded springs 29. The ball valve 25 interacts with the segments 23 by means of guides 30 The guide elements 30 are located at the intersection of the grooves 24 with the slots 27. In addition, the borehole cutter is provided with a filling valve 31 (Fig. 2) for filling the cavity of chamber 8, gate control unit 12 and cavities 13 and 14 with viscous fluid, and for air release - a stopper (not cauldron). For charging additional chamber 7 with a neutral gas and a viscous liquid, a valve of known design (not shown) and a stopper 32 serve. The movable piston 10 is sealed to the inner cylindrical surfaces with diameters Dj and D of the body part 5 with piston rings (not shown). The leakage of rolling piston seals on cylindrical surfaces with a diameter of DI and Lg within certain limits does not affect the performance of the shutter. Before the shutter is lowered into the well, the chamber 8 of the gate control unit 12 and the cavities 13 and 14 are filled with a viscous liquid, such as mineral oil with heat resistance corresponding to well conditions and a service life of not less than the average time to failure of the shutoff, and pumped into the additional chamber 7 the calculated amount of the same viscous fluid and the amount of neutral gas, for example, nitrogen, which at the site of the cutter’s installation in the well, with paBieHcTBe borehole and reservoir pressures and steady-state temperature, a second part (half) of its volume. During the descent of the borehole cutter into the well at a certain depth, under the action of the pressure of the borehole fluid transmitted through the diaphragm 9 and the fluid filling the shut-off valve, the control valve 20 opens, and further descent occurs when the additional chamber 7 opens with the camera of the gate control unit 12 The device operates as follows: the bottom hole pressure of the operating well is less than or equal to the reservoir pressure; valves 20 and 21 are open, the pressures in the cavities and the cutter chambers are balanced and, thanks to ar diaphragm 9, almost equal to the pressure of the well fluid at the place of installation of the shutter. With balanced pressures in the chamber of the gate control unit 12 and the borehole, the movable piston 10 is in its upper extreme position under the action of the spring 11. The shutter 25 opens or closes only when the movable piston 10 moves downward, and when it moves upward, the ball 26 does not turn. If the borehole cutter is in the open position, then in order to close it, it is necessary to stop the well and inject fluid into it to increase the pressure in the well. At a certain current value of the increasing pressure in the well, the spool valve 21 will close the channel 22 and an increasing pressure differential forms between the chamber of the gate control unit 12 and the well. This pressure differential, having reached the required value, determined by the diameters D and Od of the chamber of the gate control unit 12 and the kinematics of the drive of the gate 25, creates sufficient force to move the movable piston 10 with the ball gate 25 downwards. When the ball slide moves down, the ball 26 with its grooves 27 acts on cylindrical rollers 30, which fall into the notches from the slots 24 of the segments 23, and their axes become stationary relative to the cutter body, as a result of which the ball 26, moving down, simultaneously rotates by 90 ° . When the well pressure decreases, the slide valve 21 opens, and the movable piston 10 together with the bolt 25 returns to its initial (upper) position under the action of the spring 11. The ball 26, moving upwards, with its grooves 27, carries away the Guide elements 30, leads them out of the grooves from the slots 24 and moves them along the opposite to the extreme extreme positions. At the same time, the ball 26 does not rotate, since the resulting torque is incomparably smaller than the torque required to turn it. A similar procedure is used to open the shutter, with the guiding elements 30 falling into the recesses of the slots 24 of the segments 23, and the ball 26 will turn in the opposite direction. Two working faces of the grooves 27 of the ball 26 (FIG. 5) are made at an angle Y to the third working face. The magnitude of the angle Y is determined from the condition where J) -fcjf; f is the coefficient of friction sliding of the roller either on the ball or on the segment (a larger value is chosen). If the ball, rollers and segments are made of materials that provide a friction coefficient of 0.02 (for example, steel 38Kh2MUA), then the angle Y must be greater than 0.04 rad or 2 ° 18.

Угол Y необходим дл гарантировани правильной работы затвора, т.е. исключени случа захвата направл ющих элементов 30 пазами шара и сегментов при неблагопри тном положении шара (пазы шара параллельны или почти параллельны пазам сегментов). Неблагопри тное положение шара возникает при создании давлени в скважине, соответствующего перемещению подвижного поршн вниз на половину хода и последующем его снижении.Angle Y is necessary to ensure proper operation of the shutter, i.e. excluding the case of gripping the guide elements 30 by the grooves of the ball and the segments in an unfavorable position of the ball (the grooves of the ball are parallel or almost parallel to the slots of the segments). An unfavorable ball position arises when the pressure in the well is created, which corresponds to moving the movable piston down half a turn and then lowering it.

Испытани модели затвора показали, что выполнение этого услови исключает заклинивание роликов.Testing the model of the shutter showed that the fulfillment of this condition eliminates jamming of the rollers.

Применение предлагаемого скважинного отсекател пласта обеспечивает по сравнению с известными, значительное повышениеThe use of the proposed borehole cutter provides a significant increase in comparison with the known

надежности его работ.ы за счет более надежного уплотнени подпружиненного поршн к корпусу отсекател , уменьшени вли ни механических примесей в продукции скважин и изменени давлени в скважине на работоспособность привода затвора и стабильность величины требуемого давлени срабатывани отсекателей; исключени образовани отложений солей на сопр гаемых поверхност х подпружиненного поршн и корпуса отсекател , а также уменьшение их вли ни на работоспособность отсекател ; упрощени кинематики привода затвора, обе спечивающей его закрытие только при одном положении щара (в прототипе закрытие происходит при двух разных положени х шара), что повышает надежность работы затвора и устран ет необходимость подгонки или притирки обоих седрл к всей рабочей поверхности шара.the reliability of its operation. due to a more reliable sealing of the spring-loaded piston to the body of the shutter, reduction of the influence of mechanical impurities in the production of wells and the change in pressure in the well on the performance of the shutter drive and stability of the required cut-off pressure; eliminating the formation of salt deposits on the mating surfaces of the spring-loaded piston and the body of the shutter, as well as reducing their impact on the performance of the shutoff; simplifying the kinematics of the shutter drive, both closing its closure only at one shchar position (in the prototype, closure occurs at two different ball positions), which increases the reliability of the shutter and eliminates the need to fit or grind both sadrles to the entire working surface of the ball.

rhrh

UU

Фиг,1Fig, 1

(Риг. 2(Reg. 2

Claims

A downhole reservoir cutter comprising a housing, seats, between which a shutter is arranged, made in the form of a ball with an axial channel, a shutter control assembly with a chamber filled with viscous fluid and compressed gas, in which a spring-loaded piston is installed, a shutter rotation assembly including guide elements installed with the ability to interact with segments and a ball, a chamber with an elastic diaphragm dividing it into two annular cavities, one of which is connected to the well, and the other is filled with a viscous fluid and communicated through a valve with a chamber of the gate control unit, characterized in that, in order to increase its reliability by improving the sealing ability, it is equipped with flexible separators installed above and below the chamber of the gate control unit, forming cavities connected with the housing and the spring-loaded piston itself and with an annular cavity filled with a viscous fluid, and an additional chamber is made in the housing, which is connected through a control valve to the chamber of the shutter control unit, and on the side surfaces The grooves of the ball and segments are grooves, and the guiding elements are made in the form of rollers freely placed in the grooves of the ball and segments.

(L