СКВАЖИННОЕ КЛАПАННОЕ УСТРОЙСТВО

Полезная модель относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использована во внутрискважинном эксплуатационном оборудовании при добыче нефти, а именно при промывке скважин с целью удаления АСПО (асфальтово-парафиновых отложений).
В процессе работы скважины происходит отложение парафинов на скважинном оборудовании, что серьезно осложняет процесс эксплуатации добывающих скважин: снижается дебит скважины, увеличивается объем отбраковки НКТ, что ведет к росту транспортных затрат и затрат на ремонт НКТ, увеличиваются простои скважины, ведущие к потерям циркуляции в скважине и затратам на ее восстановление.
В настоящее время для профилактики и удаления АСПО на скважинном оборудовании применяют механический, тепловой или химический методы. Клапанный механизм используют при тепловом методе удаления отложений (теплоноситель - вода с химическим реагентом) в случае прямой закачки теплоносителя с поверхности в НКТ.
Известно скважинное клапанное устройство, включающее корпус с радиальными отверстиями, седло, расположенное выше радиальных отверстий, подвижную втулку, наружная поверхность верхней части которой выполнена в виде усеченного конуса. Втулка с седлом корпуса образуют клапанную пару, выполняющую функцию затвора. Обратный клапан золотникового типа с радиальными отверстиями и пробкой размещен во внутренней полости подвижной втулки и подпружинен относительно нее (патент РФ №2150575, МПК F21B 34/06, опубл. 10.06.2000).
Известное устройство имеет ряд недостатков: давление прямой промывки никак не ограничивается, при остановке добывающего насоса ниже клапана и включении промывочного будет происходить вымывание жидкости из НКТ и выброс ее в затрубное пространство, что приведет к большому расходу промывочной жидкости. В нем отсутствует механизм, удерживающий запорный орган в закрытом положении. В случае остановки работы насоса втулка под действием столба жидкости опустится и скважинная жидкость выльется в затрубное пространство, а при обратной промывке клапан будет постоянно открыт. К посадочным поверхностям пары запорный орган-седло предъявляются повышенные требования по качеству обработки, так как только притирка этих поверхностей обеспечивает надежное запирание жидкости под давлением. В известном устройстве запирающие элементы, образующие клапанную пару - верхняя коническая часть втулки и корпусное седло - трудно притереть друг к другу, так как это массивные детали и невозможно обеспечить плотное прилегание друг к другу деталей по двум одновременно сопрягаемым поверхностям, вследствие этого невозможно обеспечить надежную герметичность соединения. В процессе эксплуатации эти поверхности подвергаются интенсивному износу из-за воздействия среды, содержащей значительное количество твердых включений, и из-за ударов запорного элемента о корпусное седло. От скважинного клапанного устройства требуется сохранение работоспособности в течение длительного времени в тяжелых условиях (в скважине на глубине не менее 1,5 км при температуре - 100-120 градусов при большом содержании сероводорода в пластовой жидкости). Известное устройство не может обеспечить продолжительную работу без ремонта. В известном устройстве все детали - корпус с седлом и втулка с верхней усеченной частью выполняют запорную функцию и при выходе из строя замена на месте работы скважины будет невозможна, так как эти детали являются корпусными. Кроме того, эти детали крупногабаритные, изготавливать их из более стойких дорогих материалов, например, из нержавеющей стали, стеллита слишком затратно. В связи с этим, проблема замены деталей, подвергающихся интенсивному износу, ремонтопригодность устройства, является актуальной. Имея устройство, содержащее малогабаритные запорные элементы, не являющиеся корпусными деталями, можно изготавливать их из различных материалов, наиболее оптимальных для тех или иных условий эксплуатации, исходя из потребностей конкретных месторождений, а при выходе из строя легко заменять непосредственно на месте работы скважины.
Техническими задачами, на решение которых направлена полезная модель, являются: устранение указанных недостатков, улучшение технологичности устройства, повышение надежности его работы при сохранении высокой герметичности запорных органов, продление срока службы устройства до ремонта, обеспечение удобства при производстве ремонтных работ, экономия промывочной жидкости и других ресурсов.
Технический результат достигается тем, что скважинное клапанное устройство, содержащее корпус с радиальными отверстиями, седло, подвижный запорный элемент и обратный клапан, расположенный внутри запорного элемента, дополнительно содержит пружину, удерживающую запорный элемент, выполненный в виде поршня, в закрытом положении. Запорный элемент совмещен со штоком, служащим для направления пружины, и вместе с конусным седлом, установленным в верхней части корпуса, образует клапанную пару, выполняющую функцию затвора. Корпус соединен со специальным штуцером, внутри которого расположена гайка, регулирующая натяг пружины. Обратный клапан размещен внутри запорного элемента и образован клапанной парой седло-шар, которая удерживается в закрытом положении пружиной, установленной на центраторах, снабженных торцевыми отверстиями.
В предлагаемом устройстве при работе УЭЦН обратный клапан открывается, беспрепятственно пропуская поток нефти в колонну НКТ, при этом запорный клапан, удерживаемый пружиной, герметично закрыт, удерживаемый пружиной. При промывке скважины от АСПО запорный клапан закрыт при давлении от 0 до 15 Мпа и открывается при давлении 15-16 Мпа, а клапан обратный при этом герметично закрыт. При остановке насоса и отсутствии промывки скважины оба клапана закрыты, при этом удерживается нефтяной столб в НКТ. Таким образом, обе клапанные пары работают автоматически, под воздействием давления жидкости. Детали, из которых выполнены запорный и обратный клапаны: запорный элемент, конусное седло, седло-шар, не являются корпусными и легко могут быть заменены на месте работы скважины, а так как они малогабаритны, они технологичны в изготовлении и их легко притереть друг к другу.
Полезная модель поясняется чертежами, где:
фиг 1 - скважинное клапанное устройство при работе УЭЦН;
фиг 2 - скважинное клапанное устройство при промывке скважины.
Скважинное клапанное устройство содержит корпус 1, соединенный со штуцером 2, запорный элемент 3, совмещенный со штоком 4, конусное седло 5, закрепленное гайкой 9, обратный клапан, включающий седло 6 и шар 7, удерживаемый в закрытом состоянии пружиной 12 на центраторах 8. Внутри штуцера 2 расположена гайка 10, регулирующая натяг пружины 11. В корпусе 1 имеются три радиальных отверстия 13. В качестве уплотнителей установлены резиновые кольца 14.
Скважинное клапанное устройство работает следующим образом.
При работе УЭЦН жидкость через шток 4 поступает под шарик 7 обратного клапана и, поднимая его с седла 6, через каналы центраторов 8 поступает в колонну НКТ. Затвор при этом закрыт, то есть запорный элемент 3, поджатый пружиной 11 к конусному седлу 5, герметизирует выходные отверстия 13 в затрубное пространство.
При промывке скважины, когда насос не работает, обратный клапан закрыт, удерживаемый пружиной 12, а затвор открывается при нарушении равновесия запорного элемента 3, находящегося под воздействием настройки пружины 11 и давления столба жидкости, в результате чего жидкость из НКТ через радиальные отверстия 13 поступает в затрубное пространство. Давление открытия настраивается натягом пружины 11 с помощью гайки 10. При прекращении промывки скважины затвор закрывается усилием пружины 11 и давлением затрубного пространства.
Предлагаемое скважинное клапанное устройство более технологично в изготовлении, его использование обеспечивает герметичность соединений, увеличивает ресурс безаварийной работы устройства, улучшает удобство при производстве ремонтных работ. Так как детали клапанных пар имеют небольшие габариты, они могут быть выполнены из более стойких и более дорогих материалов, что окупится в процессе эксплуатации за счет экономии на ремонтных работах, исключения длительных простоев оборудования. Они могут изготавливаться из различных материалов для разных условий эксплуатации с учетом химического состава нефти конкретного месторождения. Все это позволит повысить эффективность и продолжительность работы устройства, сэкономить ресурсы - снизить потери нефти, уменьшить количество используемой промывочной жидкости, сократить время промывки. При этом работа устройства в обоих направлениях происходит автоматически, без воздействия дополнительных механизмов, под влиянием давления жидкости.