SU945381A1

SU945381A1 - Apparatus for shutting-off a well

Info

Publication number: SU945381A1
Application number: SU802851461A
Authority: SU
Inventors: Эльдар Али Оглы Ибрагимов; Агалятиф Агагусейн Оглы Мамедрзаев; Адиль Дахил Оглы Набиев; Али Ислам оглы Рзаев
Original assignee: Особое конструкторское бюро по проектированию нефтегазодобывающих машин и оборудования
Priority date: 1980-05-13
Filing date: 1980-05-13
Publication date: 1982-07-23

Description

1one

Изобретение относитс к горной промышленности, а именно к устройствам дл ремонта глубинного оборудовани и скважины без ее глушени .The invention relates to the mining industry, namely, devices for the repair of deep equipment and a well without plugging it.

Известен пакер типа ПНГО, содержащий головку с тормозными башмаками и шлипсами, стакан, корпус, самоуплотн ющиес манжеты и откидной клапан с пружиной П 3Недостатком этого пакера вл етс то, что откидной клапан основное врем находитс в открытом состо нии и, следовательно, его пружина находитс в напр женном состо нии, что приводит к ее быстрому выходу из стро .A PNGO type packer is known, which contains a head with brake shoes and slips, a cup, a body, a self-sealing cuff and a flap with a spring. 3 The disadvantage of this packer is that the flap valve is open for most of the time and, consequently, its spring is in the stress state, which leads to its rapid failure.

Кроме того, в известном пакере . отсутствуют уравнительные клапаны дл выравнивани давлени над и под клапаном при iero открытии, что вызывает большие нагрузки на ось откид- . ного клапана и ее поломку при открытии клапана, а увеличение диаметра оси и,следовательно, ее прочностиIn addition, in the famous packer. there are no equalization valves to equalize pressure above and below the valve when iero is opened, which causes large loads on the tilt-off axis. valve and its damage when opening the valve, and an increase in the diameter of the axis and, consequently, its strength

ограничиваетс размерами откидного клапана.limited by the size of the flap valve.

Известен также внутрискважинИый предохранительный клапан, содержащий св занный с колонной насосно-компрессорных труб корпус с осевым и радиальными каналами и седлом, концентрично установленный в корпусе подпружиненный шток с поршнем, образующий с ним надпоршневую и подпоршневую полости , затвор, узел управлени клапаном и золотник Г2.Also known is a downhole relief valve comprising a housing associated with a tubing string with axial and radial channels and a seat, a spring-loaded piston rod with a piston which concentrically is mounted in the housing and forms a piston and a piston cavity with it, a valve, a valve control unit and a G2 spool.

Недостатком известного клапана вл етс то, что дл его управлени используетс золотник, управл емый с поверхности при помощи тросика. Все это снижает надежность клапана в работе из-за возможных обрывов тросика или негерметичности узла золотни-, ка. Кроме того, данный клапан оснащен тарельчатым запорным элементом без уравнительного клапана, а следо вательно, имеет все недостатки па кера типа ПНГО. Наиболее близким техническим решением к изобретению вл етс устрой ство дл перекрыти ствола скважины содержащее установленный на насоснокомпрессорной трубе пакер, камеру с седлом и боковой карман, в котором размещен запорный клапан, выполненны в виде шаров ГЗ. Однако такое устройство имеет сло ную конструкцию из-за наличи наземного источника давлени . Кроме того седло в камере при открытом стволе скважины подвергаетс воздействию потока жидкости, что вызывает его интенсивный износ, нарушение герметичности , а следовательно, и преждевременный выход всего устройства из стро . Цель изобретени - повышение надежности и упрощение конструкции устройства. Поставленна цель достигаетс тем что боковой карман заполнен жидкостью с плотностью больше плотности добываемой жидкости, причем верхний шар цельнометаллический, а остал ные имеют положительную плавучесть в скважинной жидкости. На фиг. 1 изображено устройство дл перекрыти ствола скважины в открытом состо нии, общий ВИД , на фиг. 2 - то же, в закрытом состо нии . Устройство дл перекрыти ствола скважины состоит из камеры 1 с седлом 2 и боковым карманом 3, заполнен ным жидкостью 4, плотность которой выше, чем плотность добываемой жидкости . В боковом кармане 3 камеры 1 размещены контактирующие друг с дру гом шары 5 и 6, причем верхний шар 5 цельнометаллический, а остальные шары 6 обладают положительной плаву честью по отношению к добываемой жид кости, а следовательно,и к жидкости k, заполн ющей боковой карман 3- Ша 5 и 6 удерживаютс в боковом кармане 3 камеры 1 патрубком 7. Камера 1 соединена с пакером 8, который, в свою очередь, соединен с разъединителем колонны 9Разъединитель колонны 9 соедин е с также с колонной насосно-компрес сорных труб 10 насосом 11. Дл уменьшени усили открыти с лом 2 установлен уравнительный клапан 12. 9 14 Устройство дл перекрыти ствола скважины работает следующим образом. Камера 1 с шарами 5 и 6, размещенными в боковом кармане 3. заполненном жидкостью 4, присоедин етс к пакеру, разъединителю колонны 9 и спускаетс в скважину на колонне насосно-компрессорных труб 10. При этом шары 5 и 6. удерживаютс в боковом кармане 3 камеры 1 патрубком 7После посадки пакера 8 колонна насосно-компрессорных труб 10 при помощи разъединител колонны 9 отсоедин етс от пакера 8 и поднимаетс совместно с патрубком 7 на поверхность, где к ней присоедин етс насос 11. Затем колонна насосно-компрессорных труб с патрубком 7 и насосом 11 спускаетс в скважину, где соедин етс с пакером 8 и камерой 1. При этом патрубок 7, воздейству на шары 5 и 6, перемещает их в боковой карман 3 камеры 1, где и удерживает их. Ствол скважины открыт. При необходимости перекрыти ствола скважины осуществл ют подъем насоснокомпрессорных труб 10. При этом патрубок 7 выходит из камеры 1, и шары 5 и 6 за счет того, что шары 6 обладают положительной плавучестью, поднимаютс наверх. Шар 5 прижимаетс к седлу 2. Ствол скважины перекрыт. В случае необходимости повторного открыти ствола скважины колонна насосно-компрессорных труб 10 с патрубком 7 и насосом 11 спускаетс в скважину. Патрубок 7 перемещает Шары 5 и 6 вниз в боковой карман 3 корпуса 1, где они и удерживаютс в течение всего периода времени, во врем которого ствол скважины открыт. Применение устройства дл перекрыти ствола скважины позвол ет значительно упростить наземное оборудование , так как не требует сложного наземного источника давлени . Кроме того, как седло, так и шары, в период открытого ствола скважины не подвергаютс воздействию потока жидкости и не изнашиваютс , что значительно увеличивает срок службы устройства и его надежность в работе. Применение устройства позволит исключить длительную и трудоемкую работу по замещению нефти в скважине на пластовую воду или специальные ут желенные растворы. В результате этого снизитс стоимость подземного ремонта, ускоритс ввод скважины вA disadvantage of the known valve is that it uses a spool controlled from the surface with a cable to control it. All this reduces the reliability of the valve in operation due to possible cable breaks or leakage of the zolotnik node. In addition, this valve is equipped with a disc locking element without a balancing valve, and therefore has all the disadvantages of a PNGO type packer. The closest technical solution to the invention is a device for blocking a well bore containing a packer installed on a pump-compressor tube, a chamber with a saddle and a side pocket in which a shut-off valve is located, are made in the form of HZ balls. However, such a device has a layered structure due to the presence of a ground source of pressure. In addition, the seat in the chamber with an open borehole is exposed to fluid flow, which causes its intense wear, leakage, and, consequently, premature exit of the entire device. The purpose of the invention is to increase the reliability and simplify the design of the device. The goal is achieved by the fact that the side pocket is filled with fluid with a density greater than the density of the produced fluid, the upper ball is all-metal, and the others have positive buoyancy in the well fluid. FIG. 1 shows a device for blocking the wellbore in the open state, a general view; FIG. 2 - the same, in the closed state. The device for blocking the well bore consists of a chamber 1 with a saddle 2 and a side pocket 3 filled with liquid 4, the density of which is higher than the density of the produced fluid. In the side pocket 3 of the chamber 1, balls 5 and 6 are in contact with each other, the upper ball 5 being all-metal, and the remaining balls 6 have a positive float with respect to the produced fluid, and consequently, to the liquid k filling the side pocket 3- Step 5 and 6 are held in the side pocket 3 of the chamber 1 by the nozzle 7. The chamber 1 is connected to the packer 8, which in turn is connected to the disconnector of the column 9 The disconnector of the column 9 is also connected to the pump-compressing pipe 10 of the pump 11 . To reduce the effort of opening scrap 2 installed equalization valve 12. The apparatus 14 September overlapping wellbore operates as follows. A chamber 1 with balls 5 and 6 placed in a side pocket 3. filled with liquid 4 is connected to the packer, disconnector column 9 and lowers into the well on the tubing string 10. At the same time balls 5 and 6. are held in the side pocket 3 chambers 1 by nozzle 7 After landing of the packer 8, the tubing string 10 is disconnected from the packer 8 by means of a disconnector column 9 and lifted together with the nozzle 7 to the surface where the pump 11 is attached to it. Then the tubing string with the nozzle 7 and pump 11 down aets into the wellbore, wherein the packer is connected with chamber 8 and 1. In this nozzle 7, the effect on the balls 5 and 6, moves them into the side pocket 3 of the chamber 1, where it holds them. The borehole is open. If it is necessary to block the wellbore, the pump-compressor pipes 10 are lifted. In this case, the nozzle 7 leaves the chamber 1, and the balls 5 and 6 due to the fact that the balls 6 have a positive buoyancy, rise to the top. Ball 5 is pressed against saddle 2. The borehole is blocked. If it is necessary to reopen the wellbore, the tubing string 10 with the nozzle 7 and the pump 11 is lowered into the well. The pipe 7 moves the Balls 5 and 6 down into the side pocket 3 of the housing 1, where they are held for the entire period of time during which the wellbore is open. The use of a device for blocking a well bore significantly simplifies ground equipment, since it does not require a complex ground source of pressure. In addition, both the saddle and the balls during the open borehole are not affected by the fluid flow and do not wear out, which significantly increases the service life of the device and its reliability in operation. The use of the device will make it possible to eliminate the long and laborious work of replacing oil in the well with produced water or special upgraded solutions. As a result, the cost of underground repair will decrease, well input into the

Claims

Claim

A device for shutting off a wellbore, comprising a packer, a packer, a chamber with a seat and a side pocket, in which a shut-off valve is made in the form of balls, characterized in that, in order to increase the reliability and simplification of the device, the side the pocket is filled with a fluid with a density greater than the density of the produced fluid, the upper ball being all-metal, 5 and the rest have positive buoyancy in the well fluid.