Документ описывает полезную модель скважинного обратного клапана, предназначенного для нефтяной промышленности и обеспечивающего эффективное соединение с колонной насосно-компрессорных труб. Клапан включает корпус, подвижный дифференциальный поршень и запорный элемент, позволяющий предотвратить переток жидкости при остановке насоса. Инновационная конструкция уменьшает эксплуатационные затраты и упрощает процедуры обслуживания глубинного оборудования.

1. ОПИСАНИЕ
ПОЛЕЗНОЙ
МОДЕЛИ К
ПАТЕНТУ
(12)
РЕСПУБЛИКА БЕЛАРУСЬ
НАЦИОНАЛЬНЫЙ ЦЕНТР
ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ
СОБСТВЕННОСТИ
(19) BY (11) 7144
(13) U
(46) 2011.04.30
(51) МПК (2009)
F 16K 15/00
F 04D 13/00
E 21B 34/00
(54) СКВАЖИННЫЙ ОБРАТНЫЙ КЛАПАН
(21) Номер заявки: u 20100627
(22) 2010.07.13
(71) Заявитель: Республиканское унитар-
ное предприятие "Производственное
объединение "Белоруснефть" (BY)
(72) Авторы: Галай Михаил Иванович; Де-
мяненко Николай Александрович; Тре-
тьяков Дмитрий Леонидович (BY)
(73) Патентообладатель: Республиканское
унитарное предприятие "Производствен-
ное объединение "Белоруснефть" (BY)
(57)
1. Скважинный обратный клапан, включающий корпус с осевым сквозным каналом,
выполненный с возможностью встраивания в колонну насосно-компрессорных труб; по-
движный полый ступенчатый элемент с двумя уровнями выполненных в нем сквозных от-
верстий, установленный соосно корпусу и с возможностью возвратно-поступательного
Фиг. 1
BY7144U2011.04.30

2. BY 7144 U 2011.04.30
2
перемещения относительно него под действием, по меньшей мере, пружины, установлен-
ной с возможностью регулировки ее поджатия, и давления рабочей жидкости, поступаю-
щей с устья скважины по колонне насосно-компрессорных труб; размещенный в корпусе
запорный элемент, обеспечивающий разобщение полости насосно-компрессорных труб
под действием гидростатического давления, отличающийся тем, что подвижный ступенча-
тый элемент выполнен в виде дифференциального поршня, состоящего из поршней боль-
шего и меньшего диаметров и соединяющего их тела поршня с выполненными в нем
двумя уровнями радиальных сквозных отверстий; содержит переводник, закрепленный на
нижнем конце корпуса и выполненный с возможностью соединения с колонной насосно-
компрессорных труб; кожух, закрепленный на переводнике и на корпусе с образованием
между ним и телом дифференциального поршня кольцевой полости, и между ним и кор-
пусом - кольцевого пространства, в котором расположены возвратная пружина и диф-
ференциальный поршень, установленный с дополнительной возможностью возвратно-
поступательного перемещения под действием давления пластовой жидкости, поступаю-
щей из затрубного пространства; запорный элемент расположен в осевом канале корпуса
между двумя уровнями выполненных в нем радиальных сквозных отверстий, обеспечива-
ющих при их совмещении с соответствующими уровнями радиальных сквозных отвер-
стий тела дифференциального поршня гидравлическую связь между разобщенными
запорным элементом полостями канала корпуса над и под запорным элементом посред-
ством кольцевой полости.
2. Клапан по п. 1, отличающийся тем, что в корпусе выполнены радиальные сквозные
отверстия для обеспечения гидравлической связи полости канала корпуса с кольцевым
пространством выше поршня меньшего диаметра.
3. Клапан по п. 1, отличающийся тем, что в кожухе выполнены сквозные отверстия
для обеспечения гидравлической связи затрубного пространства скважины с кольцевым
пространством ниже поршня большего диаметра.
4. Клапан по п. 1, отличающийся тем, что запорный элемент выполнен в виде седла и
шара, установленного с возможностью ограниченного перемещения.
5. Клапан по п. 1 отличающийся тем, что запорный элемент выполнен в виде цилин-
дрического золотника.
(56)
1. RU 2145024 C1, МПК F16K 17/34; E 21B 34/08, 2000.
2. RU 23312 U1, МПК E 21B 34/08, 2002.
3. RU 2205986 C2, МПК F 04D 13/10, 2003.
4. RU 2391592, МПК F 16K 15/04, F 04D 13/10, E 21B 34/00, 2010.
Полезная модель относится к нефтяной промышленности, в частности к внутрисква-
жинному эксплуатационному оборудованию, и может быть использована при добыче
нефти погружными электроцентробежными насосами, освоении скважин и проведении
технологических обработок.
Известен клапан-отсекатель [1], содержащий корпус с осевым каналом и размещен-
ным в корпусе запорным элементом, выполненным в виде полого дифференциального
поршня с размещенной в нижней его части цангой. Клапан снабжен направляющим ци-
линдром, установленным в корпусе с образованием кольцевого зазора, в нижней части
направляющего цилиндра с образованием герметичной полости установлен замок цанги.
Запорный элемент установлен в направляющем цилиндре с возможностью возвратно-
поступательного перемещения, наружная цилиндрическая поверхность запорного элемен-
та сопряжена с внутренней поверхностью направляющего цилиндра и в последнем в под-

3. BY 7144 U 2011.04.30
3
поршневой зоне запорного элемента выполнены отверстия, при этом в надпоршневой зоне
запорного элемента и в направляющем цилиндре выполнены отверстия, которые совме-
щены в верхнем положении запорного элемента.
Недостатком данного клапана-отсекателя является то, что его установка и работа тре-
буют в обязательном порядке наличия пакера, кроме того, конструкция известного клапа-
на-отсекателя не позволяет использовать его в качестве обратного клапана для погружных
электроцентробежных насосов. Также конструкция известного клапана-отсекателя не поз-
воляет проводить обработку глубинно-насосного оборудования с целью удаления асфаль-
тосмолопарафиновых отложений (АСПО) и солеотложений.
Известен также скважинный обратный клапан [2], содержащий корпус, размещенную
в нем подвижную втулку с седлом, установленную с возможностью осевого перемещения,
запорный орган, при этом в корпусе выполнены радиальные отверстия, а подвижная втул-
ка выполнена с возможностью перекрывания радиальных отверстий корпуса. Верхняя
часть втулки выполнена глухой, имеет радиальные отверстия, выполненные с возможно-
стью совмещения с радиальными отверстиями корпуса клапана, а запорный орган выпол-
нен в виде шарика, размещенного над седлом во внутренней полости втулки.
Недостатком вышеописанного клапана является то, что его конструкция не позволяет
проводить обработку глубинно-насосного оборудования с целью удаления АСПО и солео-
тложений.
Известен обратный клапан в составе погружного центробежного высоконапорного
электронасоса для подъема жидкости из скважин [3], включающий корпус клапана и
запорное устройство, извлекаемое из скважины после опрессовки колонны насосно-
компрессорных труб (НКТ).
Недостатком данного технического решения является то, что для проведения обработок
с целью обеспечения прохода промывочной жидкости по колонне лифтовых труб, необ-
ходимо извлекать обратный клапан с помощью специального приспособления, спускаемо-
го в скважину на канате или геофизическом кабеле.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемой полезной модели является
обратный клапан [4], содержащий корпус с верхней и нижней внутренними присоедини-
тельными резьбами, служащими для встраивания клапана в колонну НКТ, подвижный
элемент со сквозными отверстиями, муфту для регулировки поджатия пружины, защитное
уплотнение, поджатое пробкой, запорный элемент в виде шарика, при этом подвижный
элемент выполнен в виде ступенчатого стакана, допускающего перемещение в осевом
направлении в направляющих и центрирующих сквозных отверстиях муфты и пробки, в
котором выполнено осевое ступенчатое сквозное отверстие, в месте сопряжения разных
диаметров отверстия выполнена фаска, являющаяся седлом для запорного элемента, при
этом запорный элемент в виде шарика имеет возможность перемещения внутри отверстия
большего диаметра.
Недостатком данного обратного клапана является то, что его использование возможно
только на фонтанирующих скважинах, добыча нефти в которых ведется с использованием
погружных электроцентробежных насосов, в этом случае уровни жидкости в колонне НКТ
и в эксплуатационной колонне будут одинаковыми и пружина сможет держать клапан в
закрытом состоянии после остановки насоса. На практике погружные электроцентробеж-
ные насосы используются в скважинах, в которых отсутствует эффект фонтанирования, а,
значит, уровень жидкости в колонне НКТ труб будет всегда выше, чем в эксплуатацион-
ной колонне. При этом перепад давления, действующий на открытие обратного клапана,
может достигать 10,0 МПа и более. В связи с этим сложно подобрать возвратную пружи-
ну, геометрические характеристики которой позволят гарантированно удерживать давле-
ние столба жидкости в колонне НКТ.
Задачей полезной модели является сокращение эксплуатационных затрат за счет по-
вышения эффективности выполнения ремонтов в скважине и обработок внутрискважин-

4. BY 7144 U 2011.04.30
4
ного оборудования с целью борьбы с парафино- и солеотложениями без проведения спус-
коподъемных операций, а также создание эффективной и надежной системы для исклю-
чения перетока жидкости из полости насосно-компрессорных труб во время остановки
погружного электроцентробежного насоса.
Поставленная задача решается за счет того, что в скважинном обратном клапане,
включающем корпус с осевым сквозным каналом, выполненный с возможностью встраи-
вания в колонну насосно-компрессорных труб; подвижный полый ступенчатый элемент с
двумя уровнями выполненных в нем сквозных отверстий, установленный соосно корпусу
и с возможностью возвратно-поступательного перемещения относительно него под действи-
ем, по меньшей мере, пружины, установленной с возможностью регулировки ее поджатия,
и давления рабочей жидкости, поступающей с устья скважины по колонне насосно-
компрессорных труб; размещенный в корпусе запорный элемент, обеспечивающий раз-
общение полости насосно-компрессорных труб под действием гидростатического давле-
ния, согласно полезной модели, подвижный ступенчатый элемент выполнен в виде
дифференциального поршня, состоящего из поршней большего и меньшего диаметров и
соединяющего их тела поршня с выполненными в нем двумя уровнями радиальных сквоз-
ных отверстий; содержит переводник, закрепленный на нижнем конце корпуса и выпол-
ненный с возможностью соединения с колонной насосно-компрессорных труб; кожух,
закрепленный на переводнике и на корпусе с образованием между ним и телом дифферен-
циального поршня кольцевой полости, и между ним и корпусом - кольцевого пространства, в
котором расположены возвратная пружина и дифференциальный поршень, установленный
с дополнительной возможностью возвратно-поступательного перемещения под действием
давления пластовой жидкости, поступающей из затрубного пространства; запорный эле-
мент расположен в осевом канале корпуса между двумя уровнями выполненных в нем ра-
диальных сквозных отверстий, обеспечивающих при их совмещении с соответствующими
уровнями радиальных сквозных отверстий тела дифференциального поршня гидравличе-
скую связь между разобщенными запорным элементом полостями канала корпуса над и
под запорным элементом посредством кольцевой полости.
В корпусе могут быть выполнены радиальные сквозные отверстия для обеспечения
гидравлической связи полости канала корпуса с кольцевым пространством выше поршня
меньшего диаметра, а в кожухе могут быть выполнены радиальные сквозные отверстия
для обеспечения гидравлической связи затрубного пространства скважины с кольцевым
пространством ниже поршня большего диаметра.
Запорный элемент может быть выполнен в виде седла и шара, установленного с воз-
можностью ограниченного перемещения.
Запорный элемент может быть выполнен также в виде цилиндрического золотника.
Полезная модель поясняется следующими чертежами:
на фиг. 1 изображен общий вид обратного клапана в рабочем положении; на фиг. 2 -
общий вид обратного клапана в положении промывки.
Скважинный обратный клапан включает корпус 1 с осевым сквозным каналом 2,
снабженный в верхней части внутренней резьбой 3 для встраивания в колонну насосно-
компрессорных труб (на фигурах не показана); переводник 4, закрепленный на нижнем
конце корпуса 1 посредством внутреннего резьбового соединения 5. На нижней части пе-
реводника 4 также выполнена наружная резьба 6 для соединения с колонной НКТ. Клапан
содержит также кожух 7, закрепленный верхней частью посредством резьбового соедине-
ния 8 на корпусе 1 и нижней частью посредством резьбового соединения 9 на переводнике
4 с образованием между ним и корпусом кольцевого пространства 10, в котором соосно
корпусу 1 установлены возвратная пружина 11 и дифференциальный поршень 12, состоя-
щий из поршня 13 большего и поршня 14 меньшего диаметров и расположенного между
ними тела 15 поршня с выполненными в нем двумя уровнями радиальных сквозных от-
верстий - верхних 16 и нижних 17; при этом поршень большего диаметра 13 опирается на

5. BY 7144 U 2011.04.30
5
возвратную пружину 11, усилие которой регулируется при помощи гайки 18. В осевом
канале 2 корпуса 1 между двумя уровнями выполненных в нем радиальных сквозных от-
верстий - верхних 19 и нижних 20 - установлен запорный элемент 21, включающий
седло 22 и шар 23, расположенный внутри клетки 24 с возможностью перемещения и пе-
рекрытия седла 22, при этом перемещение шара 23 сверху ограничено упорным стаканом
25, снабженным окнами 26 для обеспечения через них гидравлической связи полости ка-
нала 2 с отверстиями 19 корпуса 1. Уровни радиальных отверстий 16 и 17 дифференци-
ального поршня 12 расположены между собой на том же расстоянии, что и уровни
радиальных сквозных отверстий 19 и 20 корпуса 1. Между кожухом 7 и телом 15 поршня
образована кольцевая полость 27. В корпусе 1 выполнены радиальные сквозные отверстия
28 для обеспечения гидравлической связи полости канала 2 корпуса 1 с кольцевым про-
странством 10 выше поршня меньшего диаметра 14, а в кожухе 7 выполнены радиальные
сквозные отверстия 29 для обеспечения гидравлической связи затрубного пространства
скважины с кольцевым пространством 10 ниже поршня большего диаметра 13.
Обратный клапан работает следующим образом:
Во время добычи нефти (фиг. 1) вследствие того, что площадь нижнего поршня боль-
шего диаметра 13 больше площади верхнего поршня меньшего диаметра 14, давление
жидкости из затрубного пространства через отверстия 29 и возвратная пружина 11 пере-
мещают дифференциальный поршень 12 в крайнее верхнее положение. При этом диффе-
ренциальный поршень 12 перекрывает отверстия 19 и 20 корпуса 1, и пластовый флюид
через открытое седло 22 поступает вверх в колонну НКТ и дальше на устье скважины. По-
сле остановки погружного насоса (на фигурах не показан) шар 23 под действием гидро-
статического давления садится в седло 22 и перекрывает его, разобщая полость канала 2,
предотвращая самопроизвольное истечение жидкости из колонны НКТ и тем самым об-
легчая последующий запуск насоса в работу.
При необходимости проведения технологических обработок погружного электроцен-
тробежного насоса от солеотложений или АСПО (фиг. 2) агрегатом на устье скважины во
внутрь НКТ закачивают рабочую жидкость и поднимают давлением выше критического,
которое через отверстия 28 корпуса 1 воздействует на поршень меньшего диаметра 14,
вследствие чего дифференциальный поршень 12, сжимая возвратную пружину 11, пере-
мещается вниз, до совмещения соответствующих уровней радиальных сквозных отвер-
стий на дифференциальном поршне 12 и корпусе 1. Рабочая жидкость проходит через
окна 26 упорного стакана 25, отверстия 19 корпуса 1, отверстия 16 дифференциального
поршня 12, кольцевую полость 27, отверстия 17 дифференциального поршня 12, отвер-
стия 20 корпуса 1 и далее по полости канала 2 корпуса 1, через переводник 4 к полости
колонны НКТ и далее к погружному электроцентробежному насосу (на фигурах не пока-
зан), промывая его. После прекращения обработки давление в колонне НКТ снижается до
гидростатического, при этом дифференциальный поршень 12 под действием давления
пластовой жидкости, поступающей из затрубного пространства, и усилия возвратной
пружины 11 возвращается в крайнее верхнее положение, перекрывая гидравлическую
связь между полостями осевого канала 2 под и над запорным элементом 21. Гидростати-
ческое давление действует на шар 23 и прижимает его к седлу 22. Запорный элемент 21
перекрывает внутренний канал 2, предотвращая самопроизвольное истечение жидкости из
колонны НКТ и облегчая тем самым последующий запуск насоса в работу.
Таким образом, полезная модель обеспечивает исключение перетока жидкости из по-
лости насосно-компрессорных труб во время остановки погружного электроцентробежно-
го насоса, а также сокращает эксплуатационные затраты, так как технологические
обработки внутрискважинного оборудования, в том числе и погружного электроцентро-
бежного насоса, при остановке насоса осуществляются без проведения спускоподъемных
операций.

6. BY 7144 U 2011.04.30
6
Фиг. 2
Национальный центр интеллектуальной собственности.
220034, г. Минск, ул. Козлова, 20.