ОБРАТНЫЙ УСТЬЕВОЙ КЛАПАН ДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к средствам (устройствам) для обеспечения режима бесперебойной работы скважин, например, нефтяных, или нефтегазовых, или нефтегазоконденсатных, характеризующихся затрубными проявлениями газа.
Эксплуатация скважин механизированного фонда Западной и Восточной Сибири зачастую осложнена замерзанием обратного клапана фонтанной арматуры.
Обратный клапан предназначен для использования в составе устьевых арматур с целью поддержания заданного перепада давления между линиями трубопроводов, а также предотвращения перетока добываемого флюида в обратном направлении.
Устьевой обратный клапан устанавливается в тройник манифольда фонтанной арматуры скважины.
Учитывая интенсивное расширение и охлаждение газа при движении от забоя скважины к устью (поверхности), наличие многолетнемерзлых пород (ММП), низкие среднегодовые температуры и продолжительный холодный период времени, создаются благоприятные условия для образования газогидратных отложений на поверхности внутрискважинного и устьевого оборудования, в особенности в обратном клапане фонтанной арматуры, как следствие - его замерзание.
Замерзание обратного клапана приводит к нарушению технологического режима эксплуатации скважины. При несвоевременном обнаружении и устранении данной проблемы происходит рост давления в затрубном пространстве.
В частности, эксплуатация скважин механизированного фонда Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения (ВЧНГКМ) ведется при забойных давлениях ниже давления насыщения, что способствует интенсивному выделению попутного газа, который при движении от забоя к устью скважины расширяется и охлаждает добываемую жидкость (флюид). В совокупности с наличием ММП, низкими среднегодовыми температурами и продолжительным холодным периодом времени создаются благоприятные условия для образования газогидратных отложений на поверхности внутрискважинного и устьевого оборудования. Образование отложений приводит к возникновению осложнений в процессе эксплуатации скважин. Одной из проблем является замерзание обратных клапанов фонтанной арматуры механизированного фонда скважин.
Замерзание обратного клапана приводит к нарушению технологического режима эксплуатации скважины. При несвоевременном обнаружении и устранении данной проблемы происходит отжим уровня жидкости вплоть до остановки установки электроцентробежного насоса (УЭЦН) по причине срыва подачи, что приводит к потерям в добыче и дополнительным затратам на применение специальной техники для восстановления работоспособности скважины.
Например, за 2018 год на ВЧНГКМ произошло 417 аварийных остановок скважин по причине замерзания обратного клапана с суммарными потерями в 2462 тонны нефти. Количество скважин, осложненных данной проблемой на ВЧНГКМ составило 188 (49% от всего механизированного фонда).
Газовые гидраты - это кристаллические соединения, образующиеся при определенных термобарических условиях из воды и газа. Природные газовые гидраты представляют собой метастабильный минерал, образование и разложение которого зависит от температуры, давления, а также химического состава газа и воды. Разложение гидрата на газ и воду происходит при повышении температуры и уменьшении давления.
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, 2006).
Недостатком является наличие прижимного винта, что усложняет конструкцию, подразумевает включение в работу ручной операции и исключает его работу в автоматическом режиме.
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 1348504.1986).
Недостатком является сложность конструкции, поскольку обратный клапан установлен под углом к корпусу и связан с последним.
Известен обратный устьевой клапан нефтяной, нефтегазовой скважины, включающий полый корпус, оснащенный подводящим патрубком основного компонента - пластового флюида, преимущественно нефти, нефтегазовой смеси и подводящим патрубком сбрасываемого компонента, преимущественно затрубного газа, а также отводящим патрубком смеси основного и сбрасываемого компонентов, внутренний блок с корпусом в виде стакана с, по меньшей мере, одним отверстием или каналом в его боковой стенке для отвода затрубного газа, смонтированный в корпусе обратного клапана с возможностью омывания потоком пластового флюида внешней поверхности боковой стенки стакана, при этом обратный клапан также включает установленный во внутреннем блоке запорный орган, содержащий систему, образованную не менее чем из двух запирающих элементов, состоящих каждый из подвижной и неподвижной частей (RU 2606471, 2015).
Недостатком является сложная конструкция запорного органа, который содержит систему, образованную не менее чем из двух запирающих элементов, состоящих каждый из подвижной и неподвижной частей. В частности, подвижная часть каждого из запирающих элементов запорного органа выполнена в виде подпружиненной тарели.
Известен наиболее близкий по конструкции аналог - обратный устьевой клапан нефтяной, нефтегазовой скважины включающий полый корпус, оснащенный подводящим патрубком основного компонента - пластового флюида, преимущественно нефти, нефтегазовой смеси, подводящим патрубком сбрасываемого компонента, преимущественно затрубного газа, а также отводящим патрубком смеси основного и сбрасываемого компонентов, смонтированный в корпусе обратного клапана внутренний блок с корпусом в виде стакана с, по меньшей мере, одним отверстием или каналом в его боковой стенке для отвода затрубного газа, установленный 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. Обратный клапан также включает, по меньшей мере, один размещенный в стакане запорный орган, имеющий подвижную часть, выполненную в виде подпружиненной тарели, и неподвижную часть в виде седла и разделяющий его полость на входную полость перед запорным органом и рабочую полость за запорным органом по направлению потока затрубного 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 (RU 87206, 2009).
Недостатком является сложность конструкции и низкая надежность работы, поскольку запорный орган имеет подвижную часть, выполненную в виде подпружиненной тарели, которая может перекашиваться относительно седла в процессе эксплуатации.
Задачей предлагаемого технического решения является получение технического результата, выражающегося в повышении надежности работы и упрощении конструкции обратного устьевого клапана добывающей скважины.
Указанный технический результат достигается тем, что обратный устьевой клапан добывающей скважины включает цилиндрический корпус с радиальными отверстиями, выполненный с возможностью установки в манифольд фонтанной арматуры добывающей скважины таким образом, что его радиальные отверстия служат для прохождения через них потока добываемой продукции добывающей скважины из ее трубного и затрубного пространства, расположенные в цилиндрическом корпусе с возможностью взаимодействия друг с другом седло и запорный орган, внешний и внутренний стаканы, установленные в виде телескопического соединения и образующие замкнутую полость, пружину сжатия, расположенную в замкнутой полости стаканов, причем один из стаканов выполнен с возможностью взаимодействия наружной поверхностью своего дна с запорным органом, другой стакан наружной поверхностью своего дна - с цилиндрическим корпусом, запорный орган выполнен из расчета обеспечения перетока потока добываемой продукции добывающей скважины из ее затрубного пространства в трубное при превышении давления в затрубном пространстве по отношению к давлению в трубном пространстве, при этом цилиндрический корпус выполнен с возможностью установки в манифольд фонтанной арматуры добывающей скважины при помощи тройника.
А также тем, что внешний и внутренний стаканы обратного устьевого клапана, выполненные в виде телескопического соединения, установлены с гарантированным кольцевым зазором между своей внешней поверхностью и внутренней поверхностью цилиндрического корпуса, при этом гарантированный кольцевой зазор в поперечном сечении имеет площадь не менее суммарной площади радиальных отверстий корпуса, а площадь проходного сечения тройника для входа потока из трубного пространства, омывающего цилиндрический корпус, превышает суммарную площадь радиальных отверстий.
Часто, внешний стакан выполнен с возможностью взаимодействия с запорным органом, а внутренний стакан - с цилиндрическим корпусом, при этом запорный орган выполнен в виде шара, а внешний стакан на наружной поверхности своего дна имеет выемку, по форме повторяющую наружную поверхность шара.
Обычно, внутренний стакан имеет утолщенное дно, наружный диаметр которого соответствует внутреннему диаметру цилиндрического корпуса для выполнения функции центрирования стакана относительно внутренней поверхности цилиндрического корпуса.
Как правило, тройник выполнен с возможностью образования входа потока добываемой продукции добывающей скважины из ее трубного пространства, входа потока добываемой продукции добывающей скважины из ее затрубного пространства и выхода смеси потоков добываемой продукции добывающей скважины из ее трубного пространства и добываемой продукции добывающей скважины из ее затрубного пространства.
При практической реализации предложения тройник бывает выполнен с жестко связанной с ним внутренней втулкой для размещения в ней уплотнений цилиндрического корпуса, а также жестко связанным с ним резьбовым фланцем для обеспечения резьбового соединения с цилиндрическим корпусом.
В частных случаях выполнения клапана седло может быть расположено в цилиндрическом корпусе при помощи резьбового соединения, а цилиндрический корпус со стороны резьбового фланца имеет наружный выступ для взаимодействия со средством, обеспечивающим его ввинчивание-вывинчивание.
На графическом изображении показан обратный устьевой клапан добывающей скважины (продольный разрез).
Пример выполнения. Обратный устьевой клапан добывающей скважины, включает цилиндрический корпус (1). В цилиндрическом корпусе (1) расположены с возможностью взаимодействия друг с другом седло (2) и запорный орган (3), внешний и внутренний стаканы (4, 5) установлены в виде телескопического соединения и образуют замкнутую полость. В замкнутой полости стаканов (4, 5) расположена пружина сжатия (6). Один из стаканов (4) выполнен с возможностью взаимодействия наружной поверхностью своего дна с запорным органом (3), другой стакан (5) наружной поверхностью своего дна - с цилиндрическим корпусом (1).
В данном примере внешний стакан (4) выполнен с возможностью взаимодействия с запорным органом (3), а внутренний стакан (5) - с цилиндрическим корпусом (1), при этом запорный орган (3) выполнен в виде шара, а внешний стакан (4) на наружной поверхности своего дна имеет выемку, по форме повторяющую наружную поверхность шара. Внутренний стакан (5) в стенке имеет, по крайней мере, одно радиальное отверстие (на графике не показано).
Упомянутый цилиндрический корпус (1) имеет радиальные отверстия (7) и выполнен с возможностью установки в манифольд фонтанной арматуры добывающей скважины при помощи тройника (8, 9, 10). Названный тройник выполнен с жестко (при помощи сварки) связанным с ним резьбовым фланцем (11), а также с жестко (при помощи сварки) связанной с ним внутренней втулкой (12) для размещения в ней уплотнений (13) цилиндрического корпуса (1).
Радиальные отверстия (7) служат для прохождения через них потока (14) добываемой продукции добывающей скважины из ее затрубного пространства в трубное при превышении давления в затрубном пространстве по отношению к давлению в трубном пространстве потока (15) добываемой продукции добывающей скважины из ее трубного пространства. Требуемый или допустимый перепад давления, обеспечивающий переток, регулирует запорный орган (3) соответствующим подбором усилия пружины (6).
Между наружной поверхностью внешнего и внутреннего стаканов (4, 5) и внутренней поверхностью цилиндрического корпуса (1) имеется гарантированный кольцевой зазор, площадь которого в поперечном сечении не менее суммарной площади радиальных отверстий (7) корпуса (1).
Внутренний стакан (5) имеет утолщенное дно, наружный диаметр которого соответствует внутреннему диаметру цилиндрического корпуса (1) для выполнения функции центрирования стакана (5) относительно внутренней поверхности цилиндрического корпуса (1).
В нашем примере тройник (8, 9, 10) образует вход потока (15) добываемой продукции добывающей скважины из ее трубного пространства, вход потока (14) добываемой продукции добывающей скважины из ее затрубного пространства и выход смеси потоков (16) добываемой продукции добывающей скважины из ее трубного пространства и добываемой продукции добывающей скважины из ее затрубного пространства.
Резьбовой фланец (11) обеспечивает резьбовое соединение (17) с цилиндрическим корпусом (1). Седло (2) расположено в цилиндрическом корпусе (1) при помощи резьбового соединения (отсутствует на графике позиция).
Цилиндрический корпус (1) со стороны резьбового соединения (17) с резьбовым фланцем (11) имеет наружный выступ (нет позиции на графике) для взаимодействия со средством, обеспечивающим его ввинчивание-вывинчивание например, накидным ключом). Между резьбовым фланцем и цилиндрическим корпусом (1) имеется уплотнение (на графике не имеет позиции).
Работает устройство следующим образом.
Поток (15) в трубном пространстве добываемой продукции добывающей скважины поступает в тройник. Часть этого потока проходит через радиальные отверстия (7), далее, проходя по гарантированному кольцевому зазору, омывает внешний и внутренний стаканы (4, 5). Наличие гарантированного кольцевого зазора, имеющего в поперечном сечении площадь, не менее суммарной площади радиальных отверстий (7) корпуса (1), обеспечивает отсутствие дополнительного гидравлического сопротивления, обусловленного, например, загрязнениями.
Другая часть (большая) потока (15) омывает цилиндрический корпус (1), направляется через проходное сечение тройника, площадь которого превышает суммарную площадь радиальных отверстий (7).
Расположенная в замкнутой полости стаканов (4, 5) пружина сжатия (6), обеспечивает прижатие запорного органа (3) к седлу (2). Поток флюида, таким образом, имея плюсовую температуру, обогревает, в частности, пружину (6) и весь клапан.
При повышении давления в затрубном пространстве до определенной величины, открывается запорный орган (3) и в тройник прорывается газовая составляющая продукции скважины. После того как выравнивается перепад давления в затрубном и трубном пространствах, запорный орган (3) возвращается в исходное положение. Возможен режим работы скважины, при котором наблюдается постоянное стравливание продукции скважины из затрубного пространства в трубное, т.к. клапан обогревается и замерзание пружины (6) отсутствует.
Повышается надежность работы устройства, упрощается конструкция обратного устьевого клапана добывающей скважины.