ОБРАТНЫЙ КЛАПАН И СПОСОБ ОБОГРЕВА ЕГО ЗАПОРНОГО ОРГАНА
CHECK VALVE AND METHOD OF HEATING ITS SHUT-OFF DEVICE

Изобретение относится к трубопроводной арматуре для газовой промышленности, предназначено для автоматического сброса потока флюида, исходящего из газовой скважины при несанкционированном выбросе газа, и может быть использовано при разработке и создании обогреваемых обратных клапанов, устанавливаемых в насосно-компрессорные трубы.
Одной из проблем, возникающих при работе обратного клапана, является обеспечение надежного обогрева места контакта между тарелкой клапана и седлом, т.к. при отрицательных температурах окружающей среды происходит конденсация влаги из сбрасываемого потока на поверхностях контакта тарелки с седлом, что приводит к неполному закрытию клапана с последующим выходом его из строя.
Известен обратный клапан, содержащий корпус с присоединительными фланцами, запорный элемент в виде седла с подпружиненной тарелкой, установленный внутри корпуса по линии сбрасываемого компонента (Клапан обратный устьевой незамерзающий 209АФ. 16.000 производства ОАО «АК «Корвет», 640046, Россия, г. Курган, ул. Бурова-Петрова, 20).
Указанный клапан работает следующим образом. Основной поток компонента идет через патрубки и обогревает тарелку с седлом клапана. Сбрасываемый компонент, поступающий под большим давлением, чем основной, приоткрывает тарелку и сбрасывается в образовавшуюся щель.
Основными недостатками данного клапана является то, что тарелка располагается непосредственно в потоке нефти и имеет значительно большую площадь рабочей поверхности, чем площадь проходного сечения каналов для сброса газа.
Таким образом, для открытия клапана необходимо приложить давление со стороны газа для преодоления динамического и статического давлений потока нефти, воздействующего на тарелку, и усилия поджимающей пружины, что приводит к необходимости обеспечения значительного перепада давлений между рабочим и сбрасываемым потоками. Значительный перепад давления приводит к выходу из строя оборудования, установленного по линии.
Известен обратный клапан, содержащий корпус с присоединительными патрубками для основного компонента, например нефти, и сбрасываемого компонента, например, смеси нефти с газом, запорный элемент в виде седла с подпружиненной тарелкой, установленный внутри корпуса по линии сбрасываемого компонента, при этом ось седла располагается перпендикулярно оси патрубка сбрасываемого компонента, а над тарелкой выполнена полость, соединенная каналами с внутренней полостью корпуса, причем каналы открываются вниз по потоку (Патент РФ №2337264, МПК: Е21В 34/02, Е21В 33/03 - прототип).
Указанный клапан работает следующим образом.
Поток нефти, проходя через полость в корпусе, обтекает седло клапана и обогревает его вместе с тарелкой. Кроме этого, часть основного потока нефти заходит через каналы в полость над тарелкой клапана и дополнительно обогревает место уплотнения седла клапана и тарелки, обеспечивая, таким образом, требуемую температуру конструкции и герметичность места уплотнения.
При поступлении газовой смеси из скважины, имеющей более высокое давление, чем давление потока нефти, тарелка под действием потока газа поднимается верх, поток газа сбрасывается через щель между тарелкой и седлом в полость. Из полости, по каналам, поток поступает в полость корпуса и сбрасывается вниз по потоку. Таким образом, давление сбрасываемого потока уменьшается, и подпружиненная тарелка садится на седло.
При сбрасывании потока, имеющего более низкую температуру, чем основной поток, часть конденсата конденсируется на уплотнительных поверхностях седла и тарелки. После сбрасывания потока, часть нефти поступает в полость через каналы и обогревает место уплотнения, что позволяет расплавить конденсат и обеспечить требуемые условия работы клапана.
Основным недостатком данного клапана является то, что при значительных отрицательных температурах окружающей среды, запорный элемент охлаждается до отрицательных температур за счет теплопроводности между частями клапана, находящимися внутри клапана и снаружи, при этом теплый поток нефти, особенно на периодически действующих скважинах, не успевает его прогреть до положительных температур. При контакте влажного газа с поверхностями уплотнительных элементов происходит оседание на них конденсата с пониженной температурой, что при низких температурах окружающей среды приводит к образованию льда на уплотняемых поверхностях тарели и седла и выходу клапана из строя.
Задачей настоящего изобретения является устранение указанных недостатков и повышение надежности работы обратного устьевого клапана для безопасной эксплуатации нефтяной, нефтегазовой скважины, независимо от внешних условий на устье скважины, и, тем самым, обеспечение бесперебойной работы скважины в целом.
Решение поставленной задачи достигается тем, что в предложенном обратном клапане, содержащем корпус с присоединительными патрубками для основного компонента, преимущественно, пластовой жидкости, и сбрасываемого газообразного компонента, преимущественно, смеси нефти с газом, крышку клапана, установленную преимущественно на корпусе клапана, запорный элемент, выполненный предпочтительно в виде седла с подпружиненной тарелкой, установленный во внутреннем блоке и размещенный внутри корпуса клапана по линии сбрасываемого газообразного компонента, причем ось седла располагается перпендикулярно или практически перпендикулярно оси патрубка сбрасываемого компонента, согласно изобретению, корпус внутреннего блока выполнен в виде тонкостенной геометрической фигуры, преимущественно, в виде полого цилиндра, установленного вертикально, преимущественно, по центру корпуса клапана, причем полость указанного внутреннего блока соединена с полостью патрубка сбрасываемого компонента, а в верхней части корпуса внутреннего блока установлена крышка с образованием между указанной крышкой и корпусом внутреннего блока полости, преимущественно кольцевой, соединенной с внутренней полостью корпуса клапана, причем упомянутая полость соединена каналами с внутренней полостью корпуса внутреннего блока.
В варианте исполнения, ширина кольцевой полости составляет S=(0,05…0,2)D, при этом высота кольцевой полости h составляет h=(2…6)S, где: S - ширина кольцевой полости, D - внутренний диаметр крышки внутреннего блока, h - высота кольцевой полости.
Нижний предел предложенного соотношения S=(0,05…0,2)D выбран исходя из того, что при дальнейшем его уменьшении происходит увеличение гидравлического сопротивления газового тракта.
Верхний предел предложенного соотношения S=(0,05…0,2)D выбран исходя из того, что при дальнейшем его увеличении происходит ухудшение массово-габаритных характеристик клапана и ухудшаются условия образования газовой пробки в газовом канале за счет увеличения ширины кольцевой полости..
Нижний предел предложенного соотношения h=(2…6)S выбран исходя из того, что при дальнейшем его уменьшении ухудшаются условия образования газовой пробки в газовом канале за счет уменьшения высоты кольцевой полости.
Верхний предел предложенного соотношения h=(2…6)S выбран исходя из того, что при дальнейшем его увеличении происходит ухудшение массово-габаритных характеристик клапана и увеличивается гидравлическое сопротивление газового тракта.
Предложен способ обогрева запорного органа предложенного обратного клапана, заключающийся в пропускании теплой жидкой добываемой среды, преимущественно продукции скважин по добыче углеводородного сырья, по наружной профилированной поверхности внутреннего блока, в котором размещен запорный орган клапана, выполненный, предпочтительно, в виде седла и подпружиненной тарелки, и установленного в полом корпусе клапана, имеющем входной и выходной патрубки для продукции скважин по добыче углеводородного сырья и сбрасываемого газообразного компонента, крышку, установленную на корпусе клапана, преимущественно, с тыльной стороны, при применении которого, согласно изобретению, что корпус внутреннего блока выполняют в виде тонкостенной геометрической фигуры, преимущественно, в виде полого цилиндра, установленного вертикально, преимущественно, по центру корпуса клапана, причем полость указанного внутреннего блока соединяют с полостью патрубка сбрасываемого компонента, при этом поток теплой добываемой среды, преимущественно, углеводородного сырья, получаемого со скважины, пропускают по внешнему контуру корпуса внутреннего блока, а сбрасываемый газообразный компонент пропускают через кольцевую полость, предпочтительно, цилиндрическую, которую образуют между наружной стенкой внутреннего блока и крышкой, устанавливаемой в его верхней части, при этом указанную кольцевую полость соединяют с внутренней полостью внутреннего блока при помощи каналов, которые выполняют в корпусе внутреннего блока.
В варианте применения способа, внутренние элементы запорного органа клапана защищают от попадания на них жидкой добываемой среды путем образования в указанной кольцевой полости газовой пробки при прохождении потока добываемой среды по корпусу внутреннего блока.
В варианте применения способа, ширину кольцевой полости выбирают в пределах S=(0,05…0,2)D, при этом высоту кольцевой полости h выполняют в пределах h=(2…6)S, где: S - ширина кольцевой полости, D - внутренний диаметр крышки внутреннего блока, h - высота кольцевой полости.
Нижний предел предложенного соотношения S=(0,05…0,2)D выбран исходя из того, что при дальнейшем его уменьшении происходит увеличение гидравлического сопротивления газового тракта.
Верхний предел предложенного соотношения S=(0,05…0,2)D выбран исходя из того, что при дальнейшем его увеличении происходит ухудшение массово-габаритных характеристик клапана и ухудшаются условия образования газовой пробки в газовом канале за счет увеличения ширины кольцевой полости.
Нижний предел предложенного соотношения h=(2…6)S выбран исходя из того, что при дальнейшем его уменьшении ухудшаются условия образования газовой пробки в газовом канале за счет уменьшения высоты кольцевой полости.
Верхний предел предложенного соотношения h=(2…6)S выбран исходя из того, что при дальнейшем его увеличении происходит ухудшение массово-габаритных характеристик клапана и увеличивается гидравлическое сопротивление газового тракта.
Сопоставительный анализ с прототипом показывает, что в заявляемом устройстве, в отличие от конструктивного выполнения прототипа, корпус внутреннего блока выполнен преимущественно в виде полого цилиндра, установленного, предпочтительно, вертикально, преимущественно, по центру корпуса клапана, причем полость указанного внутреннего блока соединена с полостью патрубка сбрасываемого компонента, а в верхней части корпуса внутреннего блока установлена крышка с образованием между указанной крышкой и корпусом внутреннего блока полости, преимущественно кольцевой, соединенной с внутренней полостью корпуса клапана, причем упомянутая полость соединена каналами с внутренней полостью корпуса внутреннего блока.
Такое конструктивное исполнение корпуса внутреннего блока позволяет исключить контакт элементов корпуса, находящихся под действием отрицательных температур в холодное время года, с внутренним блоком с запорным элементом и его частями, и дополнительно теплоизолировать внутренний блок от стенок нефтесборных труб потоком добываемой среды, что приводит к улучшению условий работы клапана.
Установка в верхней части корпуса внутреннего блока крышки с образованием между указанной крышкой и корпусом внутреннего блока полости, преимущественно кольцевой, соединенной с внутренней полостью корпуса клапана и с внутренней полостью корпуса внутреннего блока, позволит, с одной стороны, сбрасывать газообразный компонент, независимо от наличия внутри полости клапана жидкой добываемой продукции скважин углеводородного сырья, с другой - при наличии жидкой среды в полости клапана и отсутствии сбрасываемого газообразного продукта, в кольцевой щели, изготовленной с размерами, выбранными в определенной зависимости от внутреннего диаметра крышки, будет образовываться газовая пробка, которая не пропустит жидкий компонент внутрь клапана, но, в то же время, легко пропустит газообразный продукт из полости клапана внутрь полости нефтесборных труб при его появлении.
Таким образом, совокупность существенных признаков заявляемого технического решения, благодаря наличию новых признаков, обеспечивает получение технического результата, выражающегося в повышении надежности работы клапана с упрощением его конструкции.
Конструктивное решение устройства дает возможность использования предложенного клапана в местностях с низкими температурами окружающей среды, что позволяет значительно сократить ассортимент и количество используемых клапанов при обслуживании скважины, снизить время и стоимость их обслуживания и, тем самым, снизить время обслуживания скважины при ремонтных работах.
Указанные существенные признаки в совокупности, характеризующие сущность заявляемого технического решения, не известны в настоящее время для регулирующих устройств. Аналог, характеризующийся идентичностью всем существенным признакам заявляемого изобретения, в ходе исследований не обнаружен, что позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого технического решения критерию «Новизна».
Существенные признаки заявляемого изобретения не могут быть представлены как комбинация, выявленная из известных решений с реализацией в виде отличительных признаков для достижения технического результата, из чего следует вывод о соответствии критерию «Изобретательский уровень».
В связи с тем, что описанное техническое решение предназначено для использования в рамках реальной системы обвязки газовой скважины при аварийном повышении давления в нем, изготовлено заявителем и прошло испытания с достижением заявляемого технического результата, предлагаемое изобретение соответствует критерию «Промышленная применимость».
Сущность предложенного технического решения иллюстрируется чертежами, где на фиг. 1 показан продольный разрез предложенного обратного клапана, на фиг. 2 - запорный элемент в увеличенном масштабе.
Обратный клапан содержит корпус 1 с присоединительными патрубками 2 и 3 для основного компонента, преимущественно, пластовой жидкости, и патрубком 4 сбрасываемого газообразного компонента. Крышка 5 клапана установлена преимущественно на корпусе 1 клапана. Запорный элемент, выполненный предпочтительно в виде седла 6 с подпружиненной тарелкой 7, установлен во внутреннем блоке 8 и размещен внутри корпуса 1 клапана по линии сбрасываемого газообразного компонента. Корпус внутреннего блока 8 выполнен в виде полого цилиндра 9, установленного по центру корпуса 1 клапана. Полость 10 внутреннего блока 8 соединена с полостью патрубка 4 сбрасываемого компонента. В верхней части корпуса внутреннего блока 8 установлена крышка 11 с образованием между указанной крышкой и корпусом внутреннего блока 8 кольцевой полости 12, соединенной с внутренней полостью 13 корпуса клапана 1. Кольцевая полость 12 соединена каналами 14 с внутренней полостью 10 корпуса внутреннего блока 8.
Предложенный клапан работает следующим образом.
При подаче продукции скважин по добыче углеводородного сырья по патрубку 2 через полость 13 корпуса 1 клапана и далее в патрубок 3, поток теплой пластовой жидкости омывает корпус внутреннего блока 8, выполненный в виде цилиндра 9, и согревает его вместе с запорным элементом, состоящим из седла 6 с подпружиненной тарелкой 7. Кроме этого, расположение корпуса внутреннего блока 8 внутри корпуса клапана 1, с пропусканием теплой добываемой среды по наружному контуру корпуса внутреннего блока 8, позволяет значительно снизить воздействие отрицательных температур окружающей среды на элементы запорного механизма за счет дополнительной теплоизоляции корпуса внутреннего блока 8 теплой добываемой средой.
При поступлении по патрубку 4 из скважины потока газа, имеющего более высокое давление, чем давление потока пластовой жидкости, тарелка клапана 7 под действием потока газа поднимается верх, и поток газа сбрасывается через кольцевой зазор между тарелкой клапана 7 и седлом 6 в полость 10 внутреннего блока 8. Из полости 10, по каналам 14, поток газа поступает в кольцевую полость 12, образованную крышкой 11 и корпусом внутреннего блока 8, выполненным в виде цилиндра 9. Из кольцевой полости 12 газ поступает в полость нефтесборных труб и сбрасывается вниз по потоку. Таким образом, давление сбрасываемого потока уменьшается, и подпружиненная тарелка 7 садится на седло 6.
При сбрасывании потока газа, имеющего более низкую температуру, чем основной поток добываемой пластовой жидкости, часть конденсата конденсируется на уплотнительных поверхностях седла 6 и тарелки 7. За счет того, что седло 6 клапана расположено горизонтально и имеет коническую поверхность, конденсат успевает стечь по теплым поверхностям седла 6 и тарелки 7.
Дополнительно, после сбрасывания потока газа, место уплотнения прогревается потоком теплой добываемой среды.
Установка в верхней части корпуса внутреннего блока 8 крышки 11 с образованием между указанной крышкой 11 и корпусом внутреннего блока 8 кольцевой полости 12, соединенной с внутренней полостью 13 корпуса 1 клапана и с внутренней полостью 10 корпуса внутреннего блока 8, позволяет сбрасывать поток газа вниз, в полость нефтесборных труб.
При наличии жидкой среды во внутренней полости 13 клапана и отсутствии сбрасываемого газообразного продукта, в кольцевой полости 12, изготовленной с размерами, выбранными в определенной зависимости от внутреннего диаметра крышки, будет образовываться газовая пробка, которая не пропустит жидкую среду внутрь клапана, но, в то же время, легко пропустит поток газа из внутренней полости 13 клапана внутрь полости нефтесборных труб при его появлении.
При отсутствии потока теплой пластовой жидкости скважины, например, на периодически действующих скважинах, наличие газовых полостей по периметру корпуса внутреннего блока 8 позволяет в значительной степени исключить теплообмен между внутренними и наружными частями клапана, что приводит к улучшению температурного режима его работы.
Монтаж и демонтаж корпуса внутреннего блока 8 из корпуса 1 клапана осуществляется после снятия крышки 5.
Проведенные авторами испытания полноразмерного образца обратного клапана подтвердили правильность заложенных конструкторско-технологических решений.
Использование предложенного технического решения позволит расширить диапазон изменения величины расхода транспортируемой среды, увеличить срок службы запорного элемента, сократить количество используемых клапанов при обслуживании скважины, снизить время и стоимость их обслуживания, снизить время обслуживания скважины при ремонтных работах.