ИСТИНА

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при подземном ремонте скважин, оборудованных штанговыми или иными насосами при проведении замены насосного оборудования без глушения скважины. Первоначальный спуск глубинно-насосного оборудования производится в заглушенную, не освоенную скважину. В скважину спускается колонна насосно-компрессорных труб (НКТ) 10 с замковой опорой 12 насоса 11, клапаном 13 и фильтром. В состав фонтанной арматуры включается подвеска гибких насосно-компрессорных труб (ГНКТ), выполняющая роль герметизатора 3 при подготовке устья скважины к проведению спускоподъемных операций. Монтируется установка противовыбросового оборудования - превенторная сборка. Далее, внутри ранее спущенной колонны НКТ 10, колтюбинговой установкой осуществляется спуск вставного штангового насоса 11, смонтированного внизу колонны ГНКТ, которая в свою очередь будет выполнять роль штанг. Перед спуском последних 2-4 м производится промывка через ГНКТ для очистки замковой опоры 12, трубного и межтрубного пространства и насоса 11 от возможных загрязнений. Последние 2-4 м Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при подземном ремонте скважин, оборудованных штанговыми (или иными) насосами при проведении замены насосного оборудования без глушения скважины. Из уровня техники известно достаточно большое количество отсекающих клапанов с внутрискважинным расположением, позволяющих достигать технического результата по минимизации воздействия жидкости глушения на продуктивный пласт. Известен отсекатель ствола скважины, предназначенный для перекрытия ствола скважины фонтанирующих и насосных скважин от продуктивного пласта без его глушения (патент РФ № 2362872, Е21В 43/00, опубл. 27.07.2009), который содержит корпус-цилиндр, на нижнем конце которого закреплен кожух с муфтами-втулками на торцах. Внутри корпуса-цилиндра размещен запорный элемент, выполненный в виде полого плунжера с обратным клапаном и фигурными пазами в виде канавок на наружной поверхности. В верхней части корпуса-цилиндра выполнен радиальный канал. Над кожухом в нижней части корпуса-цилиндра и полого плунжера выполнено по два радиальных канала, разнесенные на 180° друг от друга. К нижнему концу полого плунжера закреплена упорная втулка, внутри которой закреплена труба, заведенная в кожух. Упорная втулка через упорный шарикоподшипник опирается на пружину, установленную снаружи трубы в пустотелом корпусе. Фиксатор, управляющий поворотом полого плунжера, заведен в канавку фигурного паза на наружной поверхности полого плунжера и закреплен в корпусе-цилиндре. Давлением рабочей среды из ствола скважины обратный клапан перекрывает подпружиненный полый плунжер, перемещая его в нижнее положение и одновременно поворачивая на 45°. При снятии давления в стволе скважины полый плунжер под действием пружины спускаются медленно, не допуская удара насоса 11 о замковую опору 12. Осуществляется посадка насоса 11 в замковую опору 12. Впоследствии колонна ГНКТ обрезается и соединяется с полированным штоком необходимой длины, через переходную муфту. Дальше производится монтаж к устройству привода насоса 11. Начинается процесс освоения скважины, который характеризуется созданием необходимого градиента депрессии на продуктивный пласт посредством откачки пластового флюида. Изобретение направлено на уменьшение затрат времени на повторное освоение скважины при замене вставного штангового насоса