Скважинный комплекс защиты пласта
DRILLING COMPLEX OF FORMATION PROTECTION

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к устройствам для эксплуатации нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано для герметичного перекрытия ствола скважины при проведении ремонтных работ.
Известен механический комплекс защиты пласта (1), содержащий пакер, клапан отсекатель шарового типа, нажимной полый шток.
Недостатком известного клапана является то, что рабочие поверхности шарового клапана не защищены от воздействия флюида и при операциях управления могут возникать значительные усилия. В результате клапан может заклинивать, срок его службы будет меньше. Также недостатком конструкции является отсутствие возможности аварийного перекрытия скважины в случае разгерметизации устьевого оборудования.
Цель изобретения - защитить рабочие поверхности клапана-отсекателя, снизить коэффициент трения и тем самым увеличить срок службы, а также обеспечить безопасную эксплуатацию скважины,
Указанная цель достигается за счет того, что скважинный комплекс защиты пласта может иметь два шаровых клапана с установленными на них протекторами-компенсаторами в виде сильфонов, заполненными маслом с избыточным давлением. Наличие избыточного давления масла в протекторах-компенсаторах предотвращает проникновение абразивных частиц к рабочим поверхностям запорных органов. Верхний клапан, управляемый с поверхности скважины с помощью толкателя, закрепленного на канате или полой штанге, соединенной с хвостовиком насосной установки, или размещенного на ГНКТ. Протекторы-компенсаторы гидравлически связаны с рабочими поверхностями клапана при помощи каналов в корпусе и шаре. Система привода запорного органа состоит из сильфонов, размещенных в них пружин и гибких элементов дистанционного управления шаров, в виде лент или тросов. Причем пружина, выполняющая операцию закрытия клапана, имеет рабочее усилие больше, чем пружина, выполняющая операцию открытия. Пружины действуют разнонаправленно на шар клапана. Пружина открытия клапана может быть размещена в шаре. На верхнем клапане установлен ограничительный упор. Толкатель имеет возможность воздействия на элементы привода шара. Сочленение полой штанги с хвостовиком насосной установки может быть выполнено телескопическим, и в хвостовике может быть размещен клиновой захват. В корпусе клапана может быть выполнена проточка ограничителя поворота шара, а в шаре установлен штифт ограничителя поворота. В комплексе может устанавливаться второй аварийный шаровой клапан одноразового действия, который срабатывает при превышении расхода пластовой жидкости выше расчетной. Система привода положением шара аварийного клапана состоит из сильфона протектора-компенсатора, заполненного маслом с избыточным давлением, гидравлически связанного с рабочей поверхностью клапана. В сильфоне размещена предварительно нагруженная пружина и гибкий элемент привода дистанционного управления положением шара в виде ленты или троса, или в шаре может быть установлена предварительно нагруженная пружина управления операцией перевода запорного органа в положение «ЗАКРЫТО».
Проходной канал аварийного клапана имеет переменное сечение. В корпусе аварийного клапана выполнена проточка ограничителя поворота шара, а в шаре установлен затвор, замыкающий корпус и шар между собой и предотвращающий поворот шара относительно корпуса, также имеется система управления затвором, включающая цилиндр, размещенный в нем поршень, соединенный с затвором, и настроечная пружина. Цилиндр связан каналами с областями переменного сечения проходного канала. В каналах или в цилиндре могут размещаться умножители перепада давления в виде сосуда высокого давления или пиропатрон с устройством инициализации. В каналах, соединяющих области переменного сечения проходного канала, могут устанавливаться предохранительные мембраны.
Принцип действия аварийного клапана заключается в следующем.
Во время работы скважины от действия потока жидкости в цилиндре и каналах, соединяющих переменные сечения проходного канала клапана, создается перепад давления, действующий на поршень системы управления положением затвора. При достижении величины давления выше расчетной поршень перемещается в сторону низкого давления, сжимая настроечную пружину. Связанный с поршнем затвор выходит из зацепления с корпусом запорного органа, а предварительно нагруженные пружины переводят шар в положение «ЗАКРЫТО».
Толкатель управления запорным органом комплекса может размещаться на ГНКТ на ловителе. ГНКТ имеет возможность проходить через толкатель и через клапаны на забой в положениях клапанов «ОТКРЫТО».
На Рис. 1 изображен общий вид скважинного комплекса в закрытом состоянии с применением толкателя, закрепленного на полом штоке. На Рис. 2 изображен верхний шаровой клапан в положении отрыто с применением толкателя управления, размещенного на ГТН.
Скважинный комплекс защиты пласта (Рис. 1) состоит из корпуса 1, запорного органа, состоящего из корпуса 2 и шара 3, с проходным каналом 4, ограничительного упора 5. Над ограничительным упором 5 размещен толкатель управления 6, установленный на полом штоке управления 7, связанным с насосной установкой хвостовиком 8 или на ГНКТ 9 (Рис. 2). В хвостовике 8 может устанавливаться клиновой захват 10. На корпусе 2 установлен сильфон 11 с пружиной 12 и гибким элементом дистанционного привода 13, управляющим операцией закрытия клапана, и сильфон 14 с пружиной 15 и гибким элементом дистанционного привода 16, управляющим операцией открытия клапана. Вместо пружины 15 может применяться размещенная в шаре 3 предварительно нагруженная пружина 17, концы которой закреплены в корпусе 2 и шаре 3. В корпусе клапана 2 может быть выполнена проточка 18, в которой перемещается штифт 19 ограничителя поворота шара, закрепленный в шаре 3. Сильфоны 11 и 14 заполнены маслом и гидравлически связаны с рабочими поверхностями корпуса 2 и шара 3 каналами 20. На конце ГНКТ 9 закреплен ловитель 21 (Рис. 2). В корпусе 1 комплекса защиты пласта также может устанавливаться аварийный шаровой запорный клапан, состоящий из корпуса 22 и шара 23. Шар 23 имеет проходной канал 24, выполненный с переменным сечением. На корпусе 22 может устанавливаться сильфон 25 с предварительно нагруженной пружиной 26 и гибким элементом дистанционного привода 27. Вместо пружины 26 и гибкого элемента дистанционного привода 27 в шаре 23 может устанавливаться предварительно нагруженная пружина 28, закрепленная концами в корпусе 22 и в шаре 23. В шаре 23 размещен затвор 29, замыкающий корпус 22 и шар 23 между собой, а также имеется цилиндр 30, поршень 31, настроечная пружина 32. Поршень 31 жестко связан с затвором 29. В шаре 23 выполнены канал 33 и канал 34, соединяющие области переменного сечения проходного канала 24 и цилиндр 30. В канале 33 или в цилиндре 30 могут быть установлены сосуд высокого давления 35 со сжатым газом с устройствами инициализации или пиропатрон 36 с устройствами инициализации. В корпусе 22 может быть выполнена проточка 37, по которой может двигаться затвор 29. В каналах 33 и 34 могут быть установлены предохранительные мембраны 38. Корпус 1 комплекса защиты пласта устанавливается на пакер 39.
Работа скважинного комплекса защиты пласта заключается в следующем.
Комплекс защиты пласта устанавливается в скважине на пакере 39 в закрытом состоянии запорного органа, состоящего из корпуса 2 и шара 3, обычным способом. При спуске насосной установки толкатель 6, размещенный на полом штоке 7, связанном с насосной установкой хвостовиком 8, своим весом сжимает сильфон 11, пружину 12 и снимает нагрузку с гибкого элемента дистанционного привода 13 до установки на ограничительный упор 5. Одновременно происходит закрепление полого штока 7 в хвостовике 8 клиновым захватом 10. Так как действие элементов дистанционного привода 13 и 16 на шар 3 разнонаправленно, то предварительно нагруженная пружина 15 через гибкий элемент дистанционного привода 16 переводит шар 3 в положение «ОТКРЫТО». Скважина вводится в эксплуатацию. Система привода изготовлена и настроена таким образом, что угол поворота шара 3 составляет 90°. Проточка 18 и штифт 19 устанавливают величину хода и взаимное расположение корпуса 2 и шара 3. В системе привода поддерживается давление масла за счет предварительно созданного избыточного давления в сильфонах компенсаторах-протекторах 11 и 14, что улучшает работу запорных органов. В случае применения ГНКТ 9 (Рис. 2) операция перевода клапана в открытое состояние проходит аналогично операции с применением полого штока 7. Толкатель 6, установленный на ловителе 21, взаимодействуя с пружиной 12, гибким элементом дистанционного привода 13 до установки на ограничительный упор 5 переводит шар 3 в положение «ОТКРЫТО». При дальнейшем движении ГНКТ 9 проходит чрез толкатель 6 и шар 3 до места проведения ремонтных работ в скважине. После окончания ремонтных ГНКТ 9 поднимается вверх, ловителем 21 поднимает толкатель 6, и в дальнейшем операция перевода клапана в положение «ЗАКРЫТО» проходит аналогично применению полого штока 7.
Перед установкой аварийного клапана в комплекс производят расчет и настройку его срабатывания. Затвором 29 замыкают корпус 22 и шар 23 от перемещения относительно друг друга в положении проходного канала 24, когда кран открыт. Затем нагружают и фиксируют пружину 26 или пружину 28. Пружина 26 через гибкий элемент дистанционного управления 26 действует на шар 23 и стремится повернуть его в положение «ЗАКРЫТО». В случае применения пружины 28 она стремится повернуть шар 23 в положение «ЗАКРЫТО». Настроечной пружиной 32 производят регулировку давления срабатывания системы управления затвором 29. Для усиления действия поршня 31 на затвор 29 в канале 33 или непосредственно в цилиндре 30 могут устанавливаться умножители давления на сосуд высокого давления 35 или пиропатрон 36 с устройствами инициализации. Затем кран устанавливают в корпус 1 комплекса защиты пласта.
Срабатывание аварийного клапана происходит при нарушении режима эксплуатации скважины. При превышении допустимого для данной скважины расхода жидкости или газа увеличивается также перепад давления в проходном канале 24, также увеличивается действие перепада давлений на поршень 31 цилиндра 30, связанного каналами 33 и 34 с областями переменного сечения проходного канала 24. Поршень 31, сжимая настроечную пружину 32, перемещается в цилиндре 30 в зону меньшего давления и выводит затвор 29 из зацепления с корпусом 22. Пружина 26 и гибкий элемент дистанционного привода 27 переводят шар 23 в положение «ЗАКРЫТО». Вместо пружины 26 перевод в положение «ЗАКРЫТО» может выполнять предварительно нагруженная пружина 28. Величина хода шара 22 может устанавливаться проточкой 36 в корпусе 22, в которой перемещается затвор 29. При применении в цилиндре 30 или в канале 33 умножителей давления управления сосуда 35 или пиропатрона 36 производят настройку срабатывания их устройств инициализации на расчетный перепад давления в проходном канале 24. При срабатывании устройств инициализации происходит освобождение энергии, заключенной в сосуде высокого давления 34 или пиропатроне 35, давление в цилиндре повышается, соответственно, повышается усилие воздействия на поршень 31 и затвор 29. Запорный аварийный клапан переходит в положение «ЗАКРЫТО».
Для предотвращения засорения каналов 33 и 34 в них могут быть установлены предохранительные мембраны 38. Предохранительные мембраны 38 могут быть изготовлены разрывными при заданной величине перепада давления в проходном канале 24. В каналах 33 и 34 помещается нейтральная жидкость. В случае увеличения расхода жидкости или газа в скважине выше допустимого и увеличения перепада давления целостность мембран 38 нарушается и в дальнейшем происходит срабатывание аварийного клапана и перекрытие ствола скважины, как описано выше. Таким образом, скважинный комплекс защиты пласта обеспечивает надежную и безопасную эксплуатацию нефтяной и газовой скважин.
Источники информации
1. Пепеляев И.Л., Коробков Д.В., Пепеляев A.M., Насыров С.В., Галкин В.В МЕХАНИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС ЗАЩИТЫ ПЛАСТА И ТЕХНОЛОГИЯ ЕГО ПРИМЕНЕНИЯ ДЛЯ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ КОЛЬМАТАЦИИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА В ИРОДЕССЕ ПРОВЕДЕНИЯ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ.