Клапанная система

Настоящее изобретение относится к клапанной системе для использования в стволе скважины,содержащей оправку с боковым карманом и один или несколько скважинных инструментов,при этом оправка (6) содержит секцию (7) удлиненного корпуса, снабженную соединительным средством (8) на своих концах и снабженную, по существу, полностью открытым основным каналом (9) для установки соосно со скважинной насосно-компрессорной трубой (3) и каналом(10) бокового кармана. По меньшей мере одно сквозное отверстие (12) выполнено в оправке(6) и ведет в канал (10) бокового кармана, и по меньшей мере одно сквозное отверстие (13) выполнено во внутренней стенке (11) и ведет в основной канал (9), при этом по меньшей мере два отверстия (12, 13) сообщены каналом (10) бокового кармана, причем в канале (10) бокового кармана последовательно установлены по меньшей мере два клапана (100, 101) для образования барьера для текучей среды между основным каналом (9) и внешней частью оправки (6), причем по меньшей мере два клапана (100, 101) являются независимо извлекаемыми по меньшей мере через одно монтажное отверстие, выполненное во внутренней стенке (11) оправки (6).(71)(73) Заявитель и патентовладелец: ПЕТРОЛЕУМ ТЕКНОЛОДЖИ КОМПАНИ АС (NO) 025087 Настоящее изобретение относится к клапанной системе, используемой для выполнения различных операций в нефтяных и/или газовых скважинах, в частности в системах механизированной добычи, которые используют для содействия пластовому давлению в скважине для извлечения большего объема углеводородов из пласта. Вместе с тем, как известно специалисту в данной области техники, настоящее изобретение не ограничено механизированной добычей, поскольку клапанную систему согласно настоящему изобретению можно также использовать в других операциях, например для нагнетания химреагентов в скважину и т.д. Нефтяную и/или газовую скважину бурят в нефтегазоносный геологический пласт, где обычно проводят заканчивание скважины для обеспечения добычи углеводородов из пласта. Такой пласт может состоять из нескольких различных слоев, где каждый слой может содержать один или несколько углеводородных компонентов. Очень часто такой пласт должен также содержать воду, газ и т.д. Вследствие этого,условия эксплуатации, т.е. количество нефти, газа, воды и давление в пласте, должны, в общем, отличаться в различных слоях пласта и должны также претерпевать изменения за время эксплуатации пласта. Добыча углеводородов часто начинается при давлении в пласте, достаточном для выдавливания углеводородов на поверхность. С продолжением эксплуатации скважины в коллекторе обычно падает давление до такого значения, когда добыча углеводородов из скважины больше не обеспечивается пластовым давлением. Кроме того, в некоторых скважинах пластовое давление является недостаточным для поддержания добычи из скважины, даже когда проводят первое заканчивание скважины. Вследствие этого используют так называемую механизированную добычу для увеличения пластового давления для подъема углеводородов из пласта на устье скважины. Основная идея всех систем механизированной добычи состоит в извлечении большего объема углеводородов из коллектора. Например, нефтяную и/или газовую скважину можно оборудовать системой подъема с штанговыми глубинными насосами, где такая система обычно содержит приводной механизм, установленный на поверхности рядом со скважиной, колонну насосных штанг и один или несколько забойных поршневых насосов прямого вытеснения. Углеводороды можно при этом подавать на устье ствола скважины, благодаря действию глубинного насоса. Альтернативной системой механизированной добычи является так называемая газлифтная система,в которой вода под высоким давлением или газ нагнетается в геологический пласт или в эксплуатационную насосно-компрессорную трубу скважины. Газлифтная система может спускаться в скважину и подниматься из нее на насосно-компрессорной трубе или проволочной линии. В газлифтной системе газ высокого давления с поверхности может, например, подаваться в кольцевое пространство между эксплуатационной насосно-компрессорной трубой и обсадной колонной скважины. Газ входит в эксплуатационную насосно-компрессорную трубу со стороны кольцевого пространства через множество газлифтных клапанов, установленных по длине эксплуатационной насоснокомпрессорной трубы. Газлифтные клапаны могут устанавливаться или располагаться в самой эксплуатационной насосно-компрессорной трубе или в оправках с боковым карманом. Оправки с боковым карманом обычно устанавливают в эксплуатационной колонне насоснокомпрессорных труб в стволе скважины. Оправка с боковым карманом имеет полностью открытый канал, который располагается соосно с каналом эксплуатационной насосно-компрессорной трубы, и смещенный вбок канал бокового кармана, выполненный с возможностью размещения различных скважинных инструментов. Такие скважинные инструменты можно спускать в скважину через эксплуатационную насосно-компрессорную трубу и устанавливать с возможностью извлечения в смещенном вбок канале бокового кармана для выполнения различных операций или их мониторинга в стволе скважины или эксплуатационной насосно-компрессорной трубе. Скважинные инструменты являются извлекаемыми и могут устанавливаться в смещенный вбок канал бокового кармана и извлекаться из него, например, с использованием инструмента установки газлифтных клапанов или аналогичных инструментов. Скважинные инструменты могут обычно включать в себя расходомеры, газлифтные устройства, устройства нагнетания химреагентов и т.д. для использования в операциях обычной эксплуатации. В оправке с боковым карманом можно также размещать другое оборудование, например датчики, пробки и т.д. Оправка с боковым карманом обычно состоит из секции основного корпуса, снабженной, по существу, полностью открытым основным каналом и каналом бокового кармана, при этом секция основного корпуса соединена с конусными концевыми секциями соответствующим средством, например сварочным соединением или т.п. Когда оправка соединена, например, с эксплуатационной насоснокомпрессорной трубой, основной канал должен устанавливаться соосно с каналом эксплуатационной насосно-компрессорной трубы, обеспечивая проход добываемой текучей среды через оправку. Канал бокового кармана используется для размещения скважинного инструмента или другого скважинного оборудования. Скважинный инструмент или скважинное оборудование крепится или устанавливается в канале бокового кармана с помощью одной или нескольких фиксирующих упоров или защелок. Секция основного корпуса выполнена так, что основной канал и канал бокового кармана разделены внутренней стенкой, так что скважинные инструменты и/или другое скважинное оборудование отделено от потока добычи, проходящего через основной канал. Если оправка используется в газлифтной системе,-1 025087 то как поверхность бокового кармана, так и внутренняя стенка оправки снабжены одним или несколькими сквозными щелями или каналами, такими, что сжатый газ, введенный в кольцевое пространство, может проходить через один или несколько щелей или каналов бокового кармана в канал бокового кармана через клапан, установленный в канале бокового кармана, и затем в эксплуатационную насоснокомпрессорную трубу через щели или каналы внутренней стенки. Клапан в канале бокового кармана должен регулировать фактический приток сжатого газа в эксплуатационную насосно-компрессорную трубу согласно своему конкретному конструктивному исполнению. Сжатый газ, который выпускается в эксплуатационную насосно-компрессорную трубу, обычно регулируется не иначе, как с разделением основного потока нагнетания сжатого газа на более мелкие струи и/или пузырьки. Это может создать противодействие значительной части потока выпускаемого газ потоку добычи (т.е. добавление с направлением вниз эксплуатационной насосно-компрессорной трубе), что в результате приводит к уменьшению дебита. Кроме того, во время выполнения различных операций в скважине часто необходимо иметь доступ к скважинным инструментам и/или скважинному оборудованию, установленному в оправке. Например,газлифтному клапану обычно после некоторого периода использования могут потребоваться техобслуживание, ремонт, замена и/или изменение настроек по давлению и т.д. Для осуществления необходимой операции газлифтный клапан должен извлекаться из канала бокового кармана. В результате оправка становится "открытой", при этом добываемой текучей среде из эксплуатационной насосно-компрессорной трубы обеспечивается проход из эксплуатационной насосно-компрессорной трубы в кольцевое пространство скважины. Для предотвращения этого скважина должна быть заглушена или закрыта другими способами, и в результате имеет место нежелательная остановка добычи и увеличенные эксплуатационные расходы. Патент США 4239082 раскрывает оправку с боковым карманом на эксплуатационной насоснокомпрессорной трубе, причем оправка имеет два параллельных впуска для газа из окружающего кольцевого пространства в два параллельных клапана, выполненных на общем клапанном штоке, причем каждый клапан снабжен отдельным выпуском в основной канал, установленный соосно с эксплуатационной насосно-компрессорной трубой. Клапаны могут быть газлифтными клапанами. Соответственно, целью настоящего изобретения является создание клапанной системы, минимизирующей и/или устраняющей указанные выше проблемы. Также целью настоящего изобретения является создание клапанной системы с возможностью более эффективного управления подачей нагнетаемого газа, при котором увеличивается поток добычи в эксплуатационной насосно-компрессорной трубе. Другой целью настоящего изобретения является создание клапанной системы, обеспечивающей замену скважинных инструментов и/или скважинного оборудования без остановки скважины. Еще одной целью настоящего изобретения является создание клапанной системы, обеспечивающей замену скважинных инструментов и/или скважинного оборудования независимо друг от друга. Данные цели достигаются благодаря оправке с боковым карманом согласно настоящему изобретению, раскрытой в независимом п.1 прилагаемой формулы изобретения, причем варианты осуществления изобретения приведены в зависимых пунктах. Настоящее изобретение относится к устройству, используемому для выполнения различных операций в нефтяных и/или газовых скважинах, например операций механизированной добычи. В частности,настоящее изобретение относится к клапанной системе для использования в стволе скважины, содержащей оправку с боковым карманом, имеющую секцию удлиненного основного корпуса, снабженную, по существу, полностью открытым основным каналом для установки соосно со скважинной насоснокомпрессорной трубой и смещенным вбок боковым карманом, снабженным каналом, причем, по существу, полностью открытый основной канал и канал бокового кармана разделены внутренней стенкой. По меньшей мере одно сквозное отверстие выполнено в оправке и ведет в канал бокового кармана, и по меньшей мере одно сквозное отверстие выполнено во внутренней стенке и ведет, по существу, в полностью открытый основной канал. По меньшей мере два сквозных отверстия сообщены через канал бокового кармана, при этом данное устройство должно обеспечивать нагнетание текучей среды из кольцевого пространства в скважинную насосно-компрессорную трубу, поскольку текучая среда должна входить в канал оправки по меньшей мере через одно отверстие в оправке, проходить через канал бокового кармана и после этого входить, по существу, в полностью открытый основной канал секции удлиненного корпуса через сквозное отверстие во внутренней стенке. В канале бокового кармана установлены последовательно по меньшей мере два клапана для образования двойного барьера внутри смещенного вбок канала бокового кармана, при этом по меньшей мере два клапана являются извлекаемыми независимо друг от друга по меньшей мере через одно монтажное отверстие, выполненное во внутренней стенке оправки. Как известно специалисту в данной области техники, клапаны могут быть выбраны из регуляторов потока, газлифтных устройств, устройств нагнетания химреагентов и т.д. В клапанной системе согласно настоящему изобретению можно также размещать другие забойные инструменты, оборудование и/или устройства. В одном предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения по меньшей мере два-2 025087 клапана, установленных в канале бокового кармана, являются газлифтными клапанами, при этом данная установка должна обеспечивать соединение между внешней частью и внутренней частью оправки, так что текучая среда, например сжатый газ, может нагнетаться в эксплуатационную насоснокомпрессорную трубу через кольцевое пространство между обсадной колонной и эксплуатационной насосно-компрессорной трубой. Каждый по меньшей мере из двух извлекаемых клапанов должен действовать как отдельный и независимый барьер для текучей среды, при этом двойной барьер для текучей среды образуется внутри оправки. Согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения клапанная система может также быть снабжена дополнительным барьером для давления или текучей среды, который может быть установлен в соединении по меньшей мере с одним отверстием (щелью или впуском), созданном в боковом кармане. Как указано выше, "барьер для текучей среды" может быть любым элементом, выполненным с возможностью предотвращения прохода текучей среды через элемент. Такие элементы могут, например,представлять собой газлифтный клапан, клапан одностороннего действия, дроссельное отверстие или дроссельный клапан, сильфонный клапан, заправленный азотом купольный клапан, управляющий клапан, дифференциальный клапан и т.д. Клапаны, размещаемые в боковом кармане, могут, например, являться газлифтными клапанами или клапанами нагнетания, клапанами одностороннего действия и т.д., используемыми для увеличения дебита нефтяной и/или газовой скважины. Оправка также снабжена соединительным средством на каждом из своих концов для ее соединения со скважинной насосно-компрессорной трубой, например эксплуатационной насосно-компрессорной трубой. Соединительное средство, размещенное на каждом из концов оправки, может в предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения являться резьбой. Вместе с тем следует понимать,что защелки, болты и т.д. можно также использовать для соединения оправки со смежными трубчатыми элементами. Оправка может также привариваться к эксплуатационной насосно-компрессорной трубе. По меньшей мере два клапана, размещенных в канале бокового кармана, выполнены с возможностью извлечения, но понятно, что один из клапанов может также несъемно устанавливаться в канале бокового кармана. Кроме того, по меньшей мере два клапана сообщены друг с другом, клапаны могут соединяться непосредственно друг с другом или сообщаться каналом бокового кармана. Предпочтительно клапан, установленный ближе всего по меньшей мере к одному сквозному отверстию (впуск) в боковом кармане, образует первичный барьер для текучей среды в оправке, а клапан, установленный ближе всего по меньшей мере к одному отверстию (выпуск), по существу, в полностью открытом основном канале во внутренней стенке, образует вторичный барьер для текучей среды. Кроме того, в предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения клапан, образующий первичный барьер для текучей среды, снабжен постоянным и нерегулируемым отверстием, а клапан, образующий вторичный барьер для текучей среды, снабжен регулируемым отверстием. Клапаны, установленные в боковом кармане, могут быть выполнены с возможностью открытия или закрытия при одинаковом давлении или при различных давлениях. Последнее устройство должно, например, обеспечить в результате возможность приспособления клапанной системы, согласно настоящему изобретению, к конкретным параметрам каждого ствола скважины, при этом нежелательные инциденты могут предотвращаться. Оправка клапанной системы согласно настоящему изобретению может предпочтительно содержать другие забойные инструменты, измерительное оборудование и/или устройства, в зависимости от операции (операций), которую/которые предстоит выполнять, а также конкретных характеристик нефтяной и/или газовой скважины. Внутренняя стенка между смещенным вбок каналом бокового кармана и, по существу, полностью открытым основным каналом секции удлиненного корпуса может быть снабжена несколькими сквозными отверстиями (отверстия нагнетания, выпуска), при этом число отверстий должно зависеть от характеристик скважины, вида текучей среды, подлежащей нагнетанию в скважинную насосно-компрессорную трубу, и т.д. Кроме того, отверстия могут также быть выполнены со скосом или под углом к продольной оси оправки или выполнены придающими вращение среде нагнетания перед входом в эксплуатационную насосно-компрессорную трубу для оптимизации интенсификации добычи текучих сред. Кроме того, по меньшей мере одна сменная втулка может также быть установлена снаружи или внутри основного канала или бокового кармана удлиненного корпуса, которая благодаря регулировке может управлять "открытием" отверстий. По меньшей мере одна втулка может быть выполнена с возможностью вращения вокруг канала или скольжения в продольном направлении канала. Открытие или закрытие отверстий может иметь гидравлическое или электрическое управление или управление с помощью импульсов/колебаний давления в нагнетательной текучей среде. Специальный инструмент можно также использовать для механического управления регулировкой выпусков. Специальный инструмент спускают в скважину. Для получения возможности управления нагнетанием газа и/или химреагентов в эксплуатационную-3 025087 насосно-компрессорную трубу оправка с боковым карманом и втулка(втулки) могут быть выполнены с возможностью электрического, гидравлического или дистанционного управления. Вместе с тем, в предпочтительном варианте осуществления изобретения как оправка, так и втулка имеют гидравлическое управление. Конечно, можно также выполнить оправку с гидравлическим управлением, а вращающаяся втулка, например, может иметь электрическое управление. Аналогичным способом регулируемое отверстие второго извлекаемого "барьера для текучей среды" может также быть выполнено регулируемым. В одном предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения по меньшей мере одна вращающаяся или скользящая втулка снабжена по меньшей мере одним сквозным углублением на поверхности. Это обеспечивает оператору возможность управления нагнетанием газа и/или химреагентов из оправки в эксплуатационную насосно-компрессорную трубу, при этом втулка может вращаться вокруг продольной оси эксплуатационной насосно-компрессорной трубы или скользить по ней, при этом регулируя положение отверстий (нагнетательные отверстия, выпуски) относительно углублений во втулке. Углубление или углубления во втулке могут также быть выполнены с возможностью оптимизации потока нагнетания из клапана в эксплуатационную насосно-компрессорную трубу. Как и в случае нагнетательных дроссельных отверстий, углубления во втулке могут быть выполнены скошенными или наклонными. В одном предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения оправка клапанной системы снабжена измерительным средством, поскольку параметры эксплуатации могут изменяться во время интенсификации добычи из скважины. Обычные параметры, которые должны изменяться во время данной операции, могут являться давлением, температурой, газовым фактором, обводненностью и т.д. Благодаря выполнению данных измерений можно влиять на нагнетание текучей среды, при этом получая оптимальные условия для нагнетания текучей среды в эксплуатационную насосно-компрессорную трубу. Дополнительное измерительное оборудование может измерять утечки, состав углеводородов и т.д. Поскольку оправка клапанной системы согласно настоящему изобретению предназначена для размещения нескольких клапанов и/или другого скважинного оборудования, целесообразным является изготовление оправки из нескольких секций. Каждую секцию можно выполнить с возможностью размещения конкретного "инструмента", что должно давать в результате возможность адаптирования оправки индивидуально к каждой скважине. Секции могут быть снабжены резьбой, быстроразъемными соединениями и т.д. для соединения друг с другом. Во время установки различных клапанов и/или скважинного оборудования в оправке часто имеется некоторая степень неопределенности по поводу безопасного размещения клапана и/или оборудования на концевых ограничителях. Оправка согласно настоящему изобретению может снабжаться устройством надлежащей установки, обеспечивающим получение сигнала оператором, когда клапаны и/или оборудование устанавливаются надлежащим образом. Признаки настоящего изобретения должны стать более понятными из следующего описания со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых показано следующее. На фиг. 1 показан схематичный вид нефтяной и/или газовой скважины; на фиг. 2 - клапанная система согласно предпочтительному варианту осуществления настоящего изобретения; на фиг. 3 - с увеличением сечение оправки клапанной системы фиг. 2. Поскольку изобретение может подвергаться различным модификациям и принимать альтернативные формы, конкретные варианты осуществления показаны в качестве примеров на чертежах и описаны подробно в данном документе. Чертежи выполнены без соблюдения масштаба, и пропорции некоторых частей искажены для лучшей иллюстрации конкретных деталей настоящего изобретения. На фиг. 1 показан вариант осуществления настоящего изобретения, где плавучее сооружение 1 или морское или сухопутное сооружение (не показано) соединено с нефтяной и/или газовой скважиной 2 эксплуатационной насосно-компрессорной трубой 3. Плавучее сооружение 1 и морское или сухопутное сооружение может являться промысловым сооружением добычи и/или хранения. В данном варианте осуществления клапанная система согласно настоящему изобретению используется в системе механизированной добычи. Для увеличения дебита нефтяной и/или газовой скважины 2 текучая среда под давлением нагнетается в кольцевое пространство 4 между обсадной колонной 5 нефтяной и/или газовой скважины 2 и эксплуатационной насосно-компрессорной трубой 3. По длине эксплуатационной насосно-компрессорной трубы 3 установлено множество оправок 6 с боковым карманом, которые соединены с элементами эксплуатационной насосно-компрессорной трубы 3 надлежащим способом. На фиг. 2 показана клапанная система согласно настоящему изобретению, клапанная система содержит оправку 6 с боковым карманом, в которой установлены по меньшей мере два клапана 100, 101 в форме газлифтных клапанов (см. также фиг. 3). Каждый из клапанов 100, 101 образует "барьер для текучей среды" в оправке 6. Клапаны 100, 101 выполнены с возможностью открытия при заданном перепаде давления между двумя текучими средами или двумя положениями в скважине, например на клапане 100,101, или в двух различных положениях. установленных друг над другом в скважине, где данные перепады давления могут меняться между различными клапанами 100, 101. Кроме того, если текучая среда под-4 025087 давлением в кольцевом пространстве 4 достигает некоторой предельной величины, клапаны 100, 101 должны открываться и текучей среде под давлением должен быть обеспечен проход через клапаны 100,101 в эксплуатационную насосно-компрессорную трубу 3. Текучая среда может являться газом, жидкостью, переработанной скважинной текучей средой или даже частью скважинной текучей среды из коллектора и может отбираться на месте вблизи оправки 6 с боковым карманом (т.е. из скважины) или добавляться с плавучей установки 1 (или других, не показанных, морских или сухопутных сооружений), удаленной от оправки 6. Количество оправок 6, которые должны быть установлены по длине эксплуатационной насоснокомпрессорной трубы 3, и их элементы должны зависеть от требований месторождения или каждой конкретной скважины. На фиг. 3 показано с увеличением сечение В на фиг. 2 оправки 6 клапанной системы. Оправка 6 содержит секцию 7 удлиненного трубчатого корпуса, снабженную соединительным средством 8 (только указано) на обоих своих концах. Соединительное средство 8 является снабженным резьбой участком внутри или снаружи секции 7 трубчатого корпуса, так что секция 7 трубчатого корпуса может соединяться со скважинной насосно-компрессорной трубой, такой как эксплуатационная насоснокомпрессорная труба 3. Секция 7 трубчатого корпуса снабжена сквозным, по существу, полностью открытым основным каналом 9 и каналом 10 смещенного вбок бокового кармана. Когда оправка 6 соединяется с эксплуатационной насосно-компрессорной трубой 3, основной канал 9 должен устанавливаться соосно с каналом эксплуатационной насосно-компрессорной трубы 3. Секция 7 трубчатого корпуса должна иметь два пути потока, поскольку, по существу, основной канал 9 отделен от канала 10 бокового кармана внутренней стенкой 11 (фиг. 3). Канал 10 бокового кармана выполнен с возможностью размещения по меньшей мере двух элементов "барьера для текучей среды", например, в форме газлифтных клапанов 100, 101, и/или другого оборудования или инструментов (не показано). Выражение "барьер для текучей среды" следует понимать как элемент, который должен предотвращать прохождение текучей среды по элементу по меньшей мере в одном направлении. Таким образом, должен создаваться двойной барьер внутри оправки 6. Если, например, один из клапанов 100, 101 в канале 10 бокового кармана вследствие различных причин требует техобслуживания, замены или регулировки, инструмент монтажа/демонтажа газлифтных клапанов можно спустить в эксплуатационную насосно-компрессорную трубу 3 для извлечения клапана 100, 101. По меньшей мере одно монтажное отверстие (не показано) выполняют для этого во внутренней стенке 11 оправки 6. Когда клапан 100, 101 удаляется инструментом монтажа/демонтажа газлифтных клапанов,другой остающийся клапан 100, 101 в оправке 6 должен предотвращать выход добываемой текучей среды в эксплуатационной насосно-компрессорной трубе 3 из эксплуатационной насосно-компрессорной трубы 3 через оправку 6 в кольцевое пространство 4 между эксплуатационной насосно-компрессорной трубой 3 и обсадной колонной 5 скважины. Канал 10 бокового кармана внутри снабжен по меньшей мере двумя установочными гнездами 15 для клапанов 100, 101 и/или другого оборудования, так что клапаны 100, 101 и/или оборудование (не показано) может закрепляться в установочных гнездах 15. Установочные гнезда 15 снабжены по меньшей мере одним комплектом уплотнительных элементов 14. Когда клапаны 100, 101 и/или другое оборудование вводятся в установочные гнезда 15, клапаны 100, 101 и/или другое оборудование должны эксплуатироваться под давлением вследствие создания давления благодаря уплотнительным элементам 14. Они также должны создавать необходимое уплотнение между клапанами 100, 101 и/или другим оборудованием и установочными гнездами 15. Оправка 6 клапанной системы имеет такое конструктивное исполнение, что клапаны 100, 101 и/или другое оборудование можно заменить, когда требуется, без подъема из скважины насосно-компрессорной трубы. Данную замену можно выполнять с помощью специальных инструментов (не показано), спускаемых через внутреннее пространство эксплуатационной насосно-компрессорной трубы 3. Специальные инструменты прикрепляют к тонкому стальному тросу или проволоке. Специальные инструменты могут, например, являться инструментами для монтажа/демонтажа газлифтных клапанов или т.п. Кроме того, оправка 6 снабжена по меньшей мере одним сквозным отверстием (впуск) 12 (только указано), при этом по меньшей мере одно сквозное отверстие 12 выполнено в канале 10 бокового кармана. Это создает связь между наружной и внутренней частями канала 10 бокового кармана. Аналогично,по меньшей мере одно отверстие (выпуск) 13 (только указано), по существу, в основной канал 9 в канале 10 бокового кармана (должно являться впуском, по существу, в основной канал 9) выполнено во внутренней стенке 11, разделяющей, по существу, основной канал 9 и канал 10 бокового кармана. Это обеспечивает сообщение между наружной и внутренней частями оправки 6. На чертеже по меньшей мере одно отверстие 12 выполнено в окрестности впуска (не показано) клапана 100 в канале 10 бокового кармана, так что когда текучая среда из кольцевого пространства входит в канал 10 бокового кармана, текучая среда должна направляться во впуск первого клапана 100. Данный первый клапан 100 считается первичным барьером для текучей среды в оправке 6. Когда текучая среда достигает клапана предельного давления (с уставкой на давление настройки клапана), клапан 100 должен открываться и обеспечивать проход текучей среды через клапан 100. Текучая среда должна затем дости-5 025087 гать второго клапана 101, установленного в канале 10 бокового кармана, и данный клапан 101 считается вторичным барьером для текучей среды в оправке 6. Данный второй клапан 101 может иметь уставку давления, аналогичную уставке первого клапана 100, но предпочтительно второй клапан 101 должен иметь более низкую предельную величину давления. Клапан 101 должен поэтому открываться и обеспечивать проход текучей среды через клапан 101 и, по существу, в полнопроходной основной канал 9 секции 7 трубчатого корпуса, по меньшей мере в одно отверстие (выпуск) 13 канала 10 бокового кармана. Кроме того, по меньшей мере одну сменную втулку (не показано) устанавливают снаружи или внутри основного канала 9 или канала 10 бокового кармана, и эта втулка с помощью регулирования может управлять "открытием" отверстий 12, 13. По меньшей мере одна втулка может быть выполнена с возможностью вращения вокруг канала 9, 10 или скольжения в продольном направлении канала 9, 10. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Клапанная система для использования в стволе скважины, содержащая оправку (6) с боковым карманом, содержащую секцию (7) удлиненного корпуса, снабженную, по существу, полностью открытым основным каналом (9) для установки соосно со скважинной насосно-компрессорной трубой (3) и смещенным вбок боковым карманом, снабженным каналом (10), причем, по существу, полностью открытый основной канал (9) и канал (10) бокового кармана отделены внутренней стенкой (11), причем по меньшей мере одно сквозное отверстие (12) выполнено в оправке (6) бокового кармана и ведет от внешней части оправки (6) бокового кармана в канал (10) бокового кармана, и по меньшей мере одно сквозное отверстие (13), выполненное во внутренней стенке (11) и ведущее от канала (10) бокового кармана в основной канал (9), при этом по меньшей мере упомянутые два отверстия (12, 13) сообщены через канал(10) бокового кармана, отличающаяся тем, что в канале (10) бокового кармана последовательно установлены по меньшей мере два клапана (100, 101) для образования двойного барьера для текучей среды между основным каналом (9) и внешней частью оправки (6) кармана, причем клапаны (100, 101) установлены таким образом, чтобы обеспечивалась возможность их независимого друг от друга извлечения через основной канал (9), и по меньшей мере одно монтажное отверстие, выполненное во внутренней стенке (11) оправки (6) бокового кармана. 2. Клапанная система по п.1, отличающаяся тем, что клапаны (100, 101) выбраны из группы, содержащей регуляторы потока, газлифтные устройства, устройства нагнетания химреагентов и так далее. 3. Клапанная система по п.1, отличающаяся тем, что по меньшей мере два клапана (100, 101), установленные в канале (10) бокового кармана, соединены непосредственно друг с другом или сообщены каналом (10) бокового кармана. 4. Клапанная система по п.1, отличающаяся тем, что один клапан (100, 101) снабжен по меньшей мере одним постоянным отверстием. 5. Клапанная система по п.1, отличающаяся тем, что один клапан (100, 101) снабжен по меньшей мере одним регулируемым отверстием. 6. Клапанная система по п.1, отличающаяся тем, что клапаны (100, 101) выполнены с возможностью открытия или закрытия при одинаковом давлении. 7. Клапанная система по п.1, отличающаяся тем, что клапаны (100, 101) выполнены с возможностью открытия или закрытия при разных давлениях. 8. Клапанная система по п.1, отличающаяся тем, что оправка (6) дополнительно содержит измерительное средство. 9. Клапанная система по п.1, отличающаяся тем, что канал (10) бокового кармана снабжен по меньшей мере двумя комплектами фиксирующих упоров или защелок (15). 10. Клапанная система по п.1, отличающаяся тем, что содержит по меньшей мере одну вращающуюся втулку, установленную снаружи или внутри оправки (6) и расположенную по меньшей мере над одним сквозным отверстием канала (10) бокового кармана или внутренней стенки (11). 11. Клапанная система по п.10, отличающаяся тем, что вращающаяся втулка снабжена по меньшей мере одним сквозным углублением.