Claims (1)
Изобретение.относитс к области нефтедобывающей промышленности и предназначено дл перекрыти скважины, эксплуа тируемой глубинным насосом, в случае ремонтных работ с устьевым и насосным оборудованием без проведени операции глушени . По основному авт. св. № 583285 известен забойный отсекатёль, включающий насос с нагнетательным патрубком , пакер с обратным клапаном, механизм управлени обратным клапаном с камерой, сообщенной с полостью обводной трубки, и втулку с кольцевым выступом , котора установлена в нагнетательно патрубке с возможностью продольных перемещений и образующа с последним гидравлическую камеру, сообщенную с полостью обводной трубки. Недостатком указанного забойного отсекател вл етс то, что при его исполь зовании невозможно проводить исследовани скважин {сн тие кривой восстановлени давлени C3;i6iиного дпг-5Лени и т.п. так как при отключении насоса отсекатепь автоматически срабатывает и разобщает ствол скважины от продуктивного пласта. Цель изобретени - обеспечение исследований скважины после остановки насоса . Указанна цель достигаетс тем, что отсекатель снабжен съемным фиксатором дл взаимодействи с втулкой, а нагнетательный патрубок имеет на внутренней поверхности над втулкой выступ дл взаимодействи со съемным фиксатором. На фиг. I изображена конструктивна схема отсекател при исследовании скважины; на фиг. 2 - отсекатель при отборе жидкости из скважиньц на фиг. 3 - то же при перекрытии им скважины. Отсекатель включает насос I с нагнетательным патрубком 2, в котором размешена соосноподвижна втулка 3, зуклца с ним гидравлическую к л меру 4, сообщенную с полостью обводной трубки 5. В проходном канале нагнетательно1о патрубка 2 также размешен схемный фпк3 сатор, выполненный в виде цанги 6, выст пы лепестков которой взаимодействуют с нагнетательным патрубком 2, и стакана 7, взаимодействующего торцом со втулкой 3. К хвостовику 8 насоса 1 присоединен механизм управлени отсекающим клапаном, имеющим корпус 9, в котором установлен поршень 10, образующий с последним гипоавлическую камеру 11. также сообщенную с полостью обводной трубки 5. Порщень 1О удерживаетс в крайнем верхнем положении под действие усили пружины 12, котора нижним концом упираетс в плунжер 13, соединенный с пакером t4, имеющим отсекающий клапан 15. В хвостовике 8 выполнены отверсти 16, сообщающие через централ ный канал механизма управлени отсек аю щим клапаном надпакерную зону 17 с подпакерной; зоной 18 при открытом кла пане 15. При пуске насоса 1 в работу давлени жидкости в надпакерной зоне 17 (на при еме насоса) снижаетс , а в центральном канале нагнетательного патрубка возрас™ тает. При определенном перепаде давлени усилие, действующее на кольцевой выступ втулки 3 перемещает ее вниз. Втулка 3 при перемещении в крайнее ниж нее положение вытесн ет жидкость из камеры 4 по обводной трубке 5 в камеру 11. Усилие давлени жидкости в каме ре 11, преодолева усилие пружины 12, перемещает порщень 10 в крайнее нижнее положение, который открьюает отсекающий клапан 15. В результате этого через отверсти 16 в хвостовике 8 и центральный канал механизма управлени отсекающим кла- паном надпакерна зона 17 сообщаетс с подпакерной зоной 18 и происходит от бор жидкости из пласта. Дл исследовани скважины в нагнетательный патрубок 2 устанавливают съе ный фиксатор при помощи изместного посадочного инструмента, и лебедки. Пос ле этого производ т остановку насоса. Однако отсекатель при этом не срабаты74 вает, так как выступы лепестков цанги 6 взаимодействуют с нагнетательным патрубком 2, а стакан 7 упираетс во втулку 3 и удерживает его в крайнем нижнем положении. В результате этого усилию пружины 12 не представл етс возможным переместить -в крайнее верхнее положение порщень 10, который удерживает отсекающий клапан 15 в открытом положении. При этом подпакерна зона 18 сообщаетс с надпакерной зоной 17. При этом глубинный манометр, пред варительно спущенный в колонну насоснокомпрессорных труб, снимает кривую восстановлени забойного давлени . После сн ти кривой восстановлени забойного давлени с помощью глубинной лебедки ловителем известной конструкции временный фиксатор извлекают на поверхность. Порщень 1О под действием пружины 12 перемещаетс в крайнее верхнее положение и вытесн ет -жидкость по обводной трубке 5 из камеры 11 в камеру 4, чем обеспечиваетс передвижение втулки 3 в крайнее верхнее положение. Отсекающий клапан 15 закрываетс , разобща ствол скважины от продуктивного пласта. При пуске насоса 1 в работу отсекатель автоматически открываетс и происходит отбор жидкости из пласта. Такое выполнение забойного отсекател позвол ет не только автоматически перекрыть поток жидкости при аварийных ситуаци х, но и проводить необходимые исследовани .-. Формула изобретени Забойный отсекатель по авторскому свидетельству № 583285, о.т л и ч а ющ и и с тем, что, с целью обеспечени исследований скважины после остановки насоса, он снабжен съемным фиксатором дл взаимодействи с втулкой, а нагнетательныйПатрубок имеет на внутренкей поверхности над втулкой выступ дл взаимодействи со съемным фиксатором .The invention relates to the field of the oil industry and is intended to shut off a well operated by a submersible pump in the case of repairs to wellhead and pumping equipment without performing a plugging operation. According to the main author. St. No. 583285 is known for a bottomhole cutter that includes a pump with a discharge nozzle, a packer with a check valve, a control valve for the check valve with a chamber in fluid communication with the bypass tube, and a sleeve with an annular protrusion that is installed in the injection nozzle with the possibility of longitudinal displacements and forming the latter the camera communicated with the cavity of the bypass tube. The disadvantage of this downhole cutter is that when using it, it is impossible to conduct well surveys (removal of the pressure recovery curve C3; i6iin dpg-5Leni, etc. since when the pump is turned off, the cutoff automatically triggers and separates the wellbore from the reservoir. The purpose of the invention is to provide well studies after the pump has been stopped. This goal is achieved by the fact that the cut-off is provided with a removable latch for engaging with the sleeve, and the discharge nozzle has a protrusion on the inner surface above the sleeve for interacting with the removable latch. FIG. I shows a schematic diagram of the trimmer in the study of the well; in fig. 2 - a slam-shut when picking up fluid from a well in FIG. 3 - the same when they overlap wells. The cutter includes a pump I with a discharge pipe 2, in which a coaxially movable sleeve 3 is placed, a pin with it is hydraulic to measure 4, communicated with the cavity of the bypass tube 5. In the flow channel of the injection pipe 2, there is also a circuit mounted in the form of a collet 6, lugs of the petals of which interact with the discharge nozzle 2, and the cup 7, which interacts with the end face with the sleeve 3. To the shank 8 of the pump 1, there is an interlock valve control mechanism having a housing 9 in which a piston 10 is installed, The hypo-cavitating chamber 11, which communicates with the latter, is also in communication with the cavity of the bypass tube 5. The slurry 1O is held in its extreme upper position under the force of the spring 12, which rests on the lower end of the plunger 13 connected to the packer t4 having a shut-off valve 15. In the shank 8, openings 16, communicating through the central channel of the control mechanism of the slam-shut valve to the overpacker zone 17 with the subpacker; zone 18 when the valve is open 15. When the pump 1 starts up, the pressure of the fluid in the nadpaknernoy zone 17 (at the pump intake) decreases, and it increases in the central channel of the discharge nozzle ™. At a certain pressure drop, the force acting on the annular protrusion of the sleeve 3 moves it down. The sleeve 3, when moved to the lowest position, displaces the fluid from chamber 4 through the bypass tube 5 into chamber 11. The pressure force of the fluid in chamber 11, overcoming the force of spring 12, moves the piston 10 to the lowest position which opens the shut-off valve 15. As a result, through the openings 16 in the shank 8 and the central channel of the control mechanism of the slam-shut valve, the nadpakernaya zone 17 communicates with the subpacker zone 18 and comes from the formation fluid boring. To examine the well, a removable retainer is installed into the injection nozzle 2 by means of a local landing tool, and a winch. After this, the pump is stopped. However, the cut-off device does not work at this, since the projections of the petals of the collet 6 interact with the discharge nozzle 2, and the nozzle 7 abuts against the sleeve 3 and holds it in its lowest position. As a result, the force of the spring 12 does not seem to be possible to move the piston 10, which holds the slam-shut valve 15 in the open position, to its highest position. At the same time, sub-pakerna zone 18 communicates with the over-packer zone 17. At the same time, the depth manometer, which is previously lowered into the tubing string, removes the downhole pressure recovery curve. After the recovery of the bottomhole pressure has been removed using a depth winch using a known design catch, the temporary fixture is removed to the surface. Porschen 1O under the action of the spring 12 moves to the extreme upper position and displaces the fluid through the bypass tube 5 from the chamber 11 into the chamber 4, thus ensuring the movement of the sleeve 3 to the extreme upper position. The shut-off valve 15 is closed, separating the wellbore from the reservoir. When the pump 1 starts up, the shut-off valve automatically opens and fluid is withdrawn from the formation. Such an implementation of a bottomhole cutter allows not only to automatically shut off the fluid flow in emergency situations, but also to carry out the necessary investigations. Claims of the invention The downhole slammer according to the author's certificate No. 583285, o.t. and with the fact that, in order to ensure well studies after the pump stops, it is equipped with a removable retainer for interacting with the sleeve and sleeve protrusion to interact with a removable latch.
Риг. 2Rig. 2