НЕФТЯНАЯ, НЕФТЕГАЗОВАЯ СКВАЖИНА
OIL, OIL-AND-GAS WELL

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к устройствам для обеспечения режима бесперебойной работы скважин, например нефтяных или нефтегазовых, или нефтегазоконденсатных и пр., характеризующихся затрубными проявлениями газа. Газ, скапливающийся в затрубном пространстве скважины, как правило, коррозионно активен и потому опасен развитием аварийной ситуации. Для предотвращения развития такой ситуации газ из затрубного пространства периодически стравливают - сбрасывают в автоматическом или управляемом режиме.
Однако устройства для стравливания газа оказываются зачастую неработоспособными из-за недоучета особенностей, имеющих место при стравливании газа, - опасности образования кристаллогидратов этого газа непосредственно в устройстве для эксплуатации, а также влияния отрицательных температур на устье скважины.
Известно устройство для эксплуатации скважины, включающее выкидную линию для потока, добываемого пластового флюида, размещенную на устье скважины, патрубок для подвода газа из заколонного пространства скважины, перекрытый обратным клапаном, который установлен под углом к корпусу и связан с последним, при этом обратный клапан имеет возможность стравливания газа в выкидную линию и вытеснения из него пластового флюида до его замерзания в выкидной линии (SU 1348504, 03.02.1986).
Недостатком известного устройства является его низкая эксплуатационная надежность, обусловленная тем, что известное устройство обеспечивает режим тотального вытеснения теплого пластового флюида из выкидной линии скважинным газом, который имеет низкую теплоемкость. Выкидная линия в среде газа с низкой теплоемкостью практически сразу приобретает температуру окружающей среды на устье скважины. Газ, будучи практически всегда влажным, создает все условия для примерзания запорного элемента обратного клапана к его седлу. Кроме того, в условиях неконтролируемого стравливания газа в условиях влажности, низкой температуры и перепада давления на клапане создаются условия образования кристаллогидратов. В итоге клапан в таких условиях по той и/или иной причине, описанных выше, оказывается неработоспособным.
Известна нефтедобывающая скважина с устьевым оборудованием, в состав которого входит в том числе клапан, предназначенный для регулирования потока затрубного газа и выполненный из седла и подпружиненного под седло клапана, установленного с возможностью отключения его от работы посредством прижимного винта (RU 2309240 С1, 09.03.2006).
Задачей настоящего изобретения является повышение надежности работы устройства для безопасной эксплуатации нефтяной, нефтегазовой скважины независимо от внешних условий на устье скважины и тем самым обеспечение бесперебойной работы скважины в целом.
Поставленная задача решается за счет того, что нефтяная, нефтегазовая скважина согласно изобретению содержит эксплуатационную колонну со смонтированной в ней для подъема пластового флюида колонной насосно-компрессорных труб с затрубным пространством, объединяющее их устье скважины с устьевым оборудованием, включая колонную головку со смонтированной на ней трубной головкой, на которой подвешены снизу образующие колонну насосно-компрессорные трубы скважины с подземным эксплуатационным оборудованием, включая, по меньшей мере, эксплуатационный пакер, циркуляционный и срезной клапаны, а в составе устьевого оборудования на трубной головке смонтирована с образованием фонтанной елки фонтанная арматура, включающая запорную, измерительную арматуру, регулирующий дроссельный клапан, элементы системы управления скважины и устройство для безопасной эксплуатации скважины, представляющее собой обратный клапан, включающий полый корпус, гидравлически связанный по пластовому флюиду с колонной насосно-компрессорных труб и по газу с затрубным пространством скважины, оснащенный подводящими патрубками пластового флюида и затрубного газа и отводящим патрубком смеси пластового флюида и затрубного газа, а также внутренний блок с корпусом в виде стакана с, по меньшей мере, одним отверстием или каналом в его боковой стенке для отвода затрубного газа, размещенный в корпусе обратного клапана под углом к вектору потока пластового флюида и пересекающий его с образованием при этом с внутренней поверхностью стенок корпуса обратного клапана кольцевой полости, сообщающей по пластовому флюиду подводящий и отводящий патрубки, кроме того обратный клапан включает размещенный в стакане, по меньшей мере, один запорный орган, имеющий подвижную и неподвижную части, размещенный в стакане и разделяющий его полость на входную перед запорным органом обратного клапана и рабочую за запорным органом по направлению потока газа, сообщенную с потоком пластового флюида через упомянутое отверстие или канал в боковой стенке стакана, расположенные в объемном радианном секторе угла видения упомянутой стенки из осевой точки поперечного сечения выходного устья отводящего патрубка смеси пластового флюида и затрубного газа, а запорный орган смонтирован в стакане, по меньшей мере, с контурным опиранием его неподвижной части на упомянутую боковую стенку стакана внутреннего блока обратного клапана.
При этом нефтяная, нефтегазовая скважина может содержать в составе подземного эксплуатационного оборудования, по меньшей мере, один ингибиторный клапан.
Колонна насосно-компрессорных труб может включать, по меньшей мере, один разъединитель колонны.
В колонне насосно-компрессорных труб в приустьевой зоне на глубине 40-60 м от земной поверхности может быть смонтирован ниппель, в котором съемно установлен клапан-отсекатель, предпочтительно автоматический, с возможностью последующей замены его на управляемый клапан-отсекатель, для чего к ниппелю подведена с возможностью подключения к клапану-отсекателю труба гидравлического управления, предназначенная для реализации подаваемых с земной поверхности исполнительных команд на открытие и закрытие упомянутого клапана.
В колонне насосно-компрессорных труб на глубине установки клапана-отсекателя могут быть смонтированы последовательно по высоте предпочтительно разделенные патрубком два ниппеля для съемного одновременного размещения в них автоматического и гидравлически управляемого клапанов-отсекателей, при этом ниппель для размещения клапана-отсекателя с гидравлическим управлением расположен ниже ниппеля для размещения автоматического клапана-отсекателя, для чего последний имеет внутреннее проходное сечение, достаточное для пропуска через него клапана-отсекателя с гидравлическим управлением.
Подводящий патрубок затрубного газа обратного клапана может быть установлен, предпочтительно, под углом 90° к его корпусу.
Подвижная часть запорного органа обратного клапана может быть выполнена в виде подпружиненной тарели, а неподвижная его часть - в виде седла.
Подвижная часть запорного органа обратного клапана может быть выполнена в виде шара.
Стакан обратного клапана может быть выполнен с возможностью аккумулирования тепла от потока пластового флюида.
Внешняя поверхность боковой стенки стакана может быть выполнена с площадью, превышающей условную площадь гладкой цилиндрической поверхности упомянутой стенки стакана того же радиуса.
Нефтяная, нефтегазовая скважина может содержать фильтр тонкой и/или грубой очистки пластового флюида для предотвращения формирования осадка частиц в рабочей полости стакана обратного клапана.
Стакан обратного клапана с запорным органом может быть выполнен съемным с возможностью его замены.
Устройство для безопасной эксплуатации скважины может содержать не менее двух установленных параллельно по потоку сбрасываемого газа запорных органов.
Устройство для безопасной эксплуатации скважины может быть выполнено с возможностью омывания стакана потоком пластового флюида в ламинарном режиме.
Устройство для безопасной эксплуатации скважины может быть выполнено с возможностью омывания стакана потоком пластового флюида в турбулентном режиме.
Корпус обратного клапана выполнен теплоизолированным с внешней стороны.
Устройство для безопасной эксплуатации скважины может быть выполнено с подводом внешнего источника тепла к корпусу и/или к подводящему патрубку, преимущественно подводящему патрубку затрубного газа.
Устройство для безопасной эксплуатации скважины может быть снабжено датчиком температуры для контроля температурного режима в зоне запорного органа.
Устройство для безопасной эксплуатации скважины может быть снабжено внешним штуцером для регулирования режима подачи газа в полость корпуса.
Технический результат, обеспечиваемый приведенной совокупностью признаков, состоит в обеспечении бесперебойной работы нефтяной, нефтегазовой скважины за счет повышения надежности работы устьевого оборудования, а именно за счет конструкторского решения устройства для безопасной эксплуатации скважины - обратного клапана, выполненного с возможностью омывания стакана внутреннего блока обратного клапана теплым пластовым флюидом, в частности нефтью, практически по всему периметру в течение всего времени эксплуатации и обеспечения выхода сбрасываемого затрубного газа в поток пластового флюида в том же направлении течения, что и пластовый флюид, обеспечения режима «мягкого» смешивания этого газа с пластовым флюидом и «отрыв» газа от стакана практически после омывания пластовым флюидом внешней поверхности боковой стенки стакана, что создает оптимальный тепловой режим в зоне обратного клапана при любых неблагоприятных внешних условиях в зоне устья скважины. Поток смеси пластового флюида и затрубного газа даже при значительно более низкой ее теплоемкости, чем первичный поток пластового флюида, при таком выполнении устройства не ведет к значительному снижению температуры в зоне запорного органа обратного клапана, поскольку устройство работает в режиме постоянной аккумуляции тепла от текущего через обратный клапан теплого пластового флюида. При этом сам режим стравливания газа предусмотрен таким, что он предотвращает образование кристаллогидратов в обратном клапане. Это обеспечено конструктивным решением каналов для пластового флюида и газа и усилий подпружинивания тарели, определяющими режим подачи газа в обратный клапан и оптимальный температурный режим в нем. При этом для оптимизации работы устройства контролируют давление газа в затрубном пространстве и давление в потоке пластового флюида, не допуская аварийно высоких значений давления в затрубном пространстве.
Конструктивное решение устройства обеспечивает возможность его использования в условиях с низкими температурами окружающей среды, снизить стоимость скважин и время их обслуживания.
На фиг.1 изображена нефтяная, нефтегазовая скважина со скважинным оборудованием; на фиг.2 - устройство для безопасной эксплуатации скважины - обратный клапан в разрезе.
Нефтяная, нефтегазовая скважина содержит эксплуатационную колонну 1 со смонтированной в ней для подъема пластового флюида колонной 2 насосно-компрессорных труб с затрубным пространством 3, объединяющее их устье скважины с устьевым оборудованием. Устьевое оборудование включает колонную головку 4 со смонтированной на ней трубной головкой 5, на которой подвешены снизу образующие колонну 2 насосно-компрессорные трубы скважины с подземным эксплуатационным оборудованием, включая, по меньшей мере, эксплуатационный пакер 6, циркуляционный клапан 7 и срезной клапан 8. Также в составе устьевого оборудования на трубной головке 5 смонтирована с образованием фонтанной елки фонтанная арматура 9, включающая запорную, измерительную арматуру, регулирующий дроссельный клапан, элементы системы управления скважины и устройство 10 для безопасной эксплуатации скважины.
Нефтяная, нефтегазовая скважина содержит в составе подземного эксплуатационного оборудования, по меньшей мере, один ингибиторный клапан 11, а колонна 2 насосно-компрессорных труб включает, по меньшей мере, один разъединитель 12 колонны.
В колонне 2 насосно-компрессорных труб в приустьевой зоне на глубине 40-60 м от земной поверхности смонтирован ниппель, в котором съемно установлен клапан-отсекатель 13, предпочтительно автоматический, с возможностью последующей замены его на управляемый клапан-отсекатель, для чего к ниппелю подведена с возможностью подключения к клапану-отсекателю труба гидравлического управления, предназначенная для реализации подаваемых с земной поверхности исполнительных команд на открытие и закрытие упомянутого клапана.
Также в колонне 2 насосно-компрессорных труб на глубине установки клапана-отсекателя 13 могут быть смонтированы последовательно по высоте, предпочтительно разделенные патрубком два ниппеля (не показано) для съемного одновременного размещения в них автоматического и гидравлически управляемого клапанов-отсекателей, при этом ниппель для размещения клапана-отсекателя с гидравлическим управлением расположен ниже ниппеля для размещения автоматического клапана-отсекателя, для чего последний имеет внутреннее проходное сечение, достаточное для пропуска через него клапана-отсекателя с гидравлическим управлением.
Устройство для безопасной эксплуатации скважины 10 представляет собой обратный клапан, включающий полый корпус 14, гидравлически связанный по пластовому флюиду с колонной 2 насосно-компрессорных труб и по газу с затрубным пространством 3 скважины, оснащенный подводящими патрубками 15 и 16 соответственно пластового флюида и затрубного газа и отводящим патрубком 17 смеси пластового флюида и затрубного газа, а также внутренний блок 18 с корпусом в виде стакана 19 с, по меньшей мере, одним отверстием 20 или каналом для отвода затрубного газа в его боковой стенке 21. Внутренний блок 18 размещен в корпусе 14 обратного клапана под углом к вектору потока пластового флюида и пересекает его с образованием при этом с внутренней поверхностью стенок корпуса 14 обратного клапана кольцевой полости 22, сообщающей по пластовому флюиду подводящий и отводящий патрубки соответственно 15 и 17.
Обратный клапан также включает размещенный в стакане 19, по меньшей мере, один запорный орган 23, имеющий подвижную часть в виде тарели 24 и неподвижную часть в виде седла 25. Запорный орган 23 обратного клапана размещен в стакане 19 и разделяет его полость на входную полость 26 перед запорным органом 23 и рабочую полость 27 за запорным органом по направлению потока газа, сообщенную с потоком пластового флюида через упомянутое отверстие 20 или канал в боковой стенке 21 стакана 19, расположенный в объемном радианном секторе угла видения упомянутой стенки 21 из осевой точки поперечного сечения выходного устья отводящего патрубка 17 смеси пластового флюида и затрубного газа. Запорный орган 23 смонтирован в стакане 19, по меньшей мере, с контурным опиранием его неподвижной части - седла 25 - на упомянутую боковую стенку 21 стакана 19 внутреннего блока обратного клапана, а тарель 24 взаимодействует с седлом 25 и со стержнем 28 с пружиной 29 сжатия, взаимодействующей одним концом с тарелью, а другим концом - с дном стакана 19.
Подводящий патрубок 16 затрубного газа обратного клапана установлен предпочтительно под углом 90° к его корпусу 14.
Подвижная часть запорного органа 23 обратного клапана может быть выполнена в виде шара (не показано).
Стакан 19 обратного клапана выполнен с возможностью аккумулирования тепла от потока пластового флюида.
Внешняя поверхность боковой стенки 21 стакана 19 выполнена с площадью, превышающей условную площадь гладкой цилиндрической поверхности упомянутой стенки стакана того же радиуса.
Стакан 19 обратного клапана с запорным органом 23 выполнен съемным с возможностью его замены, при этом фиксирование стакана 19 в корпусе обратного клапана происходит с помощью, например, гайки 30 и штифта 31, а также втулки 32 для фиксации седла 25. Позициями 33-36 показаны герметизирующие уплотнения обратного клапана. Такая система фиксации обеспечивает возможность замены с минимальными затратами времени.
Скважина содержит фильтр (не показано) тонкой и/или грубой очистки пластового флюида для предотвращения формирования осадка частиц в рабочей полости 27 стакана 19 обратного клапана.
Устройство 10 для безопасной эксплуатации скважины выполнено с возможностью омывания стакана 19 потоком пластового флюида в ламинарном или турбулентном режиме.
Корпус 14 обратного клапана выполнен теплоизолированным с внешней стороны.
Устройство 10 для безопасной эксплуатации скважины выполнено с подводом внешнего источника тепла к корпусу 14 и/или к подводящему патрубку, преимущественно подводящему патрубку 16 затрубного газа, а также снабжено датчиком температуры (не показано) для контроля температурного режима в зоне запорного органа 23 и внешним штуцером (не показано) для регулирования режима подачи газа в полость корпуса.
Устройство 10 для безопасной эксплуатации скважины может содержать не менее двух установленных параллельно по потоку сбрасываемого газа запорных органов 23.
Устройство работает следующим образом.
При штатном режиме работы скважины поток пластовой жидкости проходит через кольцевую полость 22 корпуса 14 обратного клапана, омывая при этом внешнюю поверхность боковой стенки 21 стакана 19 внутреннего блока 18, служащего непосредственно для стравливания газа из затрубного пространства 3 скважины, и обогревая его и тем самым аккмулируя тепло пластового флюида. Часть пластового флюида через отверстие 20 стакана 19 заходит в его рабочую полость 27, омывает и тем самым обогревает внутреннюю поверхности боковой стенки 21 стакана 19, седло 25, тарель 24 и уплотнение 33, обеспечивая таким образом требуемую температуру конструкции.
При превышении давления газа в затрубном пространстве 3 над давлением потока пластового флюида на 0,02-0,05 МПа тарель 24 под действием потока затрубного газа смещается, отрываясь от седла 25. Поток газа через щель между тарелью 24 и седлом 25 сбрасывается в рабочую полость 27 стакана 19 и через отверстия 20 сбрасывается внутрь корпуса обратного клапана и смешивается с поток пластового флюида в направлении его течения. Конструкция устройства обеспечивает возможность «мягкого» смешивания стравливаемого газа с пластовым флюидом и «отрыв» газа от устройства потоком пластового флюида, что создает оптимальный тепловой режим в зоне обратного клапана независимо от внешних условий на устье скважины. При снижении давления затрубного газа внутри клапана тарель 24 под действием пружины 29 сжатия возвращается в седло 25, перекрывая поток газа.
При контакте влажного газа с поверхностями обратного клапана и внутренней поверхностью боковой стенки 21 стакана 19 неизбежно оседание на них конденсата с пониженной температурой. Однако влияние его на работоспособность устройства незначительно ввиду предварительного запаса тепла массой устройства и последующего быстрего прогрева устройства по внешней и внутренней поверхностям боковой стенки 21 стакана 19 и самого обратного клапана в его закрытом положении теплым потоком пластового флюида.
Использование изобретения позволяет увеличить срок службы устройства и эксплуатации скважины в целом в безаварийном режиме в суровых климатических условиях.