ПРОМЫВОЧНЫЙ КЛАПАН
FLUSH VALVE

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к глубинным клапанам, используемым при периодической промывке лифта скважин, оборудованных штанговыми невставными насосами, от парафиновых и асфальтосмолистых отложений горячей нефтью, а также при закачке ингибиторов для борьбы с солеотложениями, коррозией в насосно-компрессорных трубах при глушении скважин.
Известен промывочный клапан (SU 933949, 07.06.1982), содержащий соединенный с насосно-компрессорными трубами (НКТ) цилиндрический корпус с радиальными отверстиями, подвижную подпружиненную герметизирующую втулку, размещенную в корпусе. Клапан используется при одновременно-раздельной эксплуатации скважин. Данный способ эксплуатации скважин предполагает использование двух концентричных колонн и невозможен при работе скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами.
Из уровня техники известен промывочный клапан (US 3193016, 1965), состоящий из связанного с насосно-компрессорными трубами (НКТ) корпуса с радиальными каналами, подвижной подпружиненной втулки, образующей с корпусом камеру, связанную с затрубным пространством.
Однако такой клапан открывается только с помощью давления, создаваемого в затрубном пространстве, что неэффективно и неэкономично, так как при промывке горячей нефтью через затрубное пространство температура расходуется на нагрев эксплуатационной колонны, флюида в затрубном пространстве и требует 2-3-кратного расхода объемов горячей нефти.
Наиболее близким к предложенному является промывочный клапан, содержащий соединенный посредством переводника с насосно-компрессорными трубами (НКТ) цилиндрический корпус с радиальными отверстиями, подвижную подпружиненную герметизирующую втулку, размещенную в корпусе с образованием поршневой пары (RU 2014440, опуб. 15.06.1994). Однако данный клапан для своего открытия и закрытия требует использования бригад по ремонту скважин и проведения в связи с этим дополнительных работ при подготовке к промывкам скважин, что удлиняет сроки промывок.
Задача изобретения - обеспечение возможности прямой (через трубки в затрубное пространство и до устья скважины) промывки горячей нефтью при закачке ингибиторов от коррозии, солеотложений, при глушении скважин и других случаев обработки оборудования скважин, оборудованных штанговыми невставными насосами. Прямые промывки горячей нефтью обеспечивают непосредственный контакт в НКТ с парафином, смолами и т.д., что резко повышает эффективность растворения и удаления парафина и смол по сравнению с обратными промывками.
Технический результат, обеспеченный при решении указанной задачи, заключается в сокращении расхода горячей нефти, используемой для промывки, улучшении условий подъема нефти от насоса до устья скважины, увеличении срока службы погружного оборудования между промывками по сравнению с известным последним методом при работе невставными насосами.
Указанный технический результат достигается тем, что промывочный клапан, содержащий соединенный посредством переводника с насосно-компрессорными трубами (НКТ) цилиндрический корпус с радиальными отверстиями, подвижную подпружиненную герметизирующую втулку, размещенную в корпусе с образованием поршневой пары, согласно изобретению при эксплуатации скважины с невставным штанговым насосом снабжен штоком с муфтой, установленным с возможностью свободного перемещения во внутренней части клапана и соединяющим плунжер невставного штангового насоса со штангами, связанными с канатной подвеской станка-качалки, при этом клапан снабжен также вторым переводником, связывающим его корпус с подъемным патрубком невставного штангового насоса, внутренняя поверхность герметизирующей втулки выполнена с участком конической формы, а муфта расположена на штоке с учетом глубины подвески невставного штангового насоса и растяжения от веса штанг на расстоянии от упомянутого участка конической формы, выбранном таким, чтобы при работе насоса упомянутая муфта не доходила до упомянутого участка, и обеспечивающим опору муфты на этот участок при освобождении штока, связанного со штангами, от канатной подвески станка-качалки для перемещения герметизирующей втулки клапана до совмещения с радиальными отверстиями в корпусе клапана и открытия сообщения полости НКТ с затрубным пространством.
При этом на обращенных друг к другу поверхностях герметизирующей втулки и переводника, предназначенного для соединения с подъемным патрубком невставного насоса, целесообразно выполнить опорные седла для размещения между ними пружины.
В статическом положении клапана герметизирующая втулка, подпираемая стандартной пружиной соответствующего усилия, перекрывает отверстия в корпусе клапана и исключает переток жидкости из полости НКТ в затрубное пространство. При освобождении полированного штока от канатной подвески станка-качалки под весом штанг шток опускается с закрепленной на нем муфтой на конический участок втулки в более низком положении. При этом герметизирующая втулка, преодолевая сопротивление пружины, переходит в новое положение и открывает сообщение с затрубным пространством через отверстия в корпусе клапана, обеспечивая прямую промывку лифта от парафина или выполняя другие операции по закачке рабочих агентов или глушению скважины.
На чертеже показан промывочный клапан, состоящий из корпуса 1 с радиальными отверстиями 2, подвижной герметизирующей втулки 3 с уплотнительными элементами 4 для герметизации с корпусом 1 клапана с образованием поршневой пары. Втулка 3 имеет с одной стороны опорное седло для пружины 5, а с другой стороны - участок конической формы для опоры муфты 6 штока 7, соединяющего насос со штангами, и перемещения при этом герметизирующей втулки 3 до совмещения муфты 6 с радиальными отверстиями 2 в корпусе 1 клапана. Клапан с одной стороны (с верхней) имеет переводник 8 с резьбой для соединения с НКТ и с другой стороны (с нижней) - переводник 9, выполненный с одной стороны с опорным седлом для пружины 5, а с другой стороны - с резьбой для соединения с подъемным патрубком насоса.
Клапан приворачивается к верхней части невставного штангового насоса и далее спускается на НКТ в скважину на расчетную глубину с повышенным содержанием парафина (с отложением солей, повышенной коррозией или для глушения скважины перед ремонтом).
При подгонке длины хода плунжера насоса шток 7 свободно перемещается во внутренней части клапана, а расположение муфты 6 на штоке 7 рассчитывается с учетом глубины подвески насоса и растяжения от веса штанг по длине плюс 10-20 см от конусного участка герметизирующей втулки 3 с тем, чтобы при работе насоса муфта 6 на штоке 7 не доходила до конуса герметизирующей втулки 3. При этом положении муфта 6 штока обеспечивает герметичность между внутренней полостью НКТ и затрубным пространством, поскольку радиальные отверстия 2 перекрыты герметизирующей втулкой.
При возникновении необходимости в промывке лифта НКТ горячей нефтью скважина останавливается, полированный шток 7 на устье скважины освобождается от канатной подвески станка-качалки, при этом от веса штанг муфта 6, преодолевая натяжение пружины, смещается вниз и перемещает вниз герметизирующую втулку 3, обеспечивая сообщение внутренней полости НКТ с затрубным пространством через радиальные отверстия 2 в корпусе 1. Скважина готова для промывки.
При прямой промывке горячая нефть закачивается в колонну НКТ, проходит через промывочный клапан и через затрубное пространство обеспечивается выход на устье скважины и выкидную линию. При этом нефть отдает температуру при своем движении в первую очередь отложениям парафина, осажденного на штангах и внутренней поверхности лифта, расплавляя его и удаляя с поверхности с выносом на устье скважины. Контроль за качеством удаления парафина осуществляется по давлению на передвижном промывочном агрегате.
Затем канатная подвеска станка-качалки вновь закрепляется в том же месте на полированном штоке, и скважина запускается в работу. Количество таких промывок не ограничено.
Испытание промывочного клапана при удалении парафина показало следующие технико-экономические преимущества:
- сокращается расход горячей нефти при промывке скважин в 2-3 раза в зависимости от глубины отложений парафина, а также объем работ по ремонту скважины;
- увеличивается дебит скважины за счет улучшения условий подъема нефти от насоса до устья скважины после каждой промывки горячей нефтью в период ее эксплуатации до отказа насоса;
- увеличивается межремонтный период работы погружного оборудования, так как отпадает необходимость очистки штанг и НКТ для запуска насосов;
- повышается уровень пожарной и экологической безопасности при производстве ремонтных работ на скважине.