СКВАЖИННОЕ КЛАПАННОЕ УСТРОЙСТВО

Полезная модель относится к технике добычи нефти, в частности, к скважинным штанговым глубинным насосным установкам, и может быть использована в нефтегазодобывающей промышленности для освоения нефтяных скважин и добычи нефти на месторождениях с высоким газовым фактором и содержанием парафина.
Известно скважинное клапанное устройство /RU 2023865, МПК Е21В 34/06, 1994.11.30/, включающее патрубок с проходным каналом и радиальным отверстием, соединенный с патрубком полый корпус с отверстиями для прохода жидкости и связанный гидравлически с проходным каналом патрубка и подпружиненный затвор с хвостовиком и фиксирующим выступом, при этом корпус и затвор с хвостиком установлены параллельно оси патрубка, корпус выполнен с дополнительной полостью, гидравлически связанной с проходным каналом патрубка, а устройство снабжено размещенными в дополнительной полости корпуса на хвостовике затвора перпендикулярно к последнему подпружиненными поршнем с кольцевой канавкой и стержнем и концентрично установленными одна относительно другой цилиндрическими внутренней и наружной втулками, причем внутренняя втулка выполнена с хвостовиком, имеющим сквозное отверстие для размещения в нем стержня.
Известно также скважинное клапанное устройство /RU 2121053, МПК Е21В 34/06, 1998.10.27/, (выбранное в качестве прототипа), содержащее полый корпус, установленный эксцентрично колонны насосно-компрессорных труб и выполненный с двумя отверстиями для сообщения своей полости с полостью колонны насосно-компрессорных труб и одним отверстием для сообщения своей полости с затрубным пространством, затвор в виде двухпозиционного плунжера с манжетными уплотнениями, фиксирующими последний в верхнем положении за счет упругости материала и обеспечивающими перекрытие плунжером отверстия, сообщающего полость корпуса с затрубным пространством, за счет создания разряжения в полости корпуса под плунжером, и ограничитель хода двухпозиционного плунжера.
Недостатком вышеописанных устройств является то, что для открытия клапана необходимо, чтобы уровень жидкости в затрубном пространстве был, как минимум, равен уровню жидкости в колонне НКТ, что, как правило, при механизированной добыче нефти не бывает. Кроме того, в условиях высокопроницаемых коллекторов и низких пластовых давлений практически невозможно создать в затрубном пространстве давление больше, чем гидростатическое давление в колонне НКТ и, таким образом, открытие клапанного устройства становится невозможным.
Задачей, решаемой полезной моделью, является повышение надежности работы скважинного клапанного устройства, а также обеспечение отключения хвостовика для снижения влияния попутного газа на работу штангового глубинного насоса.
Поставленная задача решается за счет того, что в скважинном клапанном устройство, содержащем корпус с выполненными в нем центральным и боковым каналами, по меньшей мере, двумя отверстиями для сообщения каналов и, по меньшей мере, одним отверстием для сообщения бокового канала с затрубным пространством, затвор в виде двухпозиционного плунжера, установленный с уплотнением в боковом канале с возможностью перекрытия отверстия для сообщения канала с затрубным пространством, и с возможностью фиксации в верхнем положении, ограничитель хода двухпозиционного плунжера, согласно полезной модели, ограничитель хода двухпозиционного плунжера выполнен с возможностью обеспечения установки плунжера в нижнем положении; в верхней части бокового канала устроен герметичный ввод, снабженный обратным клапаном, для подключения трубопровода, соединенного с наземной насосной станцией, обеспечивающей подачу рабочей жидкости под давлением в надплунжерную полость канала; в нижней части бокового канала устроен посадочный узел для срывного стопорящего элемента, обеспечивающего установку плунжера в верхнем положении, при котором плунжером перекрыты отверстия для сообщения каналов и отверстие для сообщения с затрубным пространством; плунжер выполнен с возможностью обеспечения сообщения затрубного пространства через одно из отверстий для сообщения каналов и надплунжерной полости через другое отверстие для сообщения каналов с полостью центрального канала при его установке на ограничителе хода.
Для осуществления борьбы с АСПО рабочая жидкость может включать ингибиторы.
При использовании устройства в составе установки для добычи нефти центральный канал корпуса должен быть выполнен с возможностью соединения в верхней части со штанговым глубинным насосом (ШГН) и в нижней части - с хвостовиком.
Ограничитель хода плунжера может быть выполнен в виде ступени, расположенной в нижней части бокового канала.
Помимо этого, для обеспечения сообщения центрального канала с затрубным пространством в плунжере может быть выполнена кольцевая выемка, либо могут быть выполнены осевая полость и радиальные каналы.
Кроме этого, в надплунжерной полости или в подплунжерной полости бокового канала может быть расположена соответственно пружина сжатия или пружина растяжения, обеспечивающая фиксированное нижнее положение плунжера.
Заявляемая полезная модель поясняется следующими чертежами:
на фиг.1 представлен разрез устройства при верхнем положении двухпозиционного плунжера; на фиг.2 - разрез устройства при нижнем положении плунжера.
Скважинное клапанное устройство состоит из корпуса 1, в котором выполнены центральный канал 2, боковой канал 3, отверстия 4, 5 для сообщения каналов 2, 3 и отверстие 6 для сообщения бокового канала 3 с затрубным пространством скважины. На канале 2 выполнены резьбы 7 и 8 для присоединения устройства к ШГН (на фиг. не показан) и хвостовику (на фиг. не показан) соответственно. Внутри канала 3 с возможностью перемещения установлен двухпозиционный плунжер 9. Герметизация плунжера 9 внутри канала 3 обеспечивается за счет уплотнительных элементов 10. В верхней части канала 3 устроен герметичный ввод в виде полого штуцера 11 с установленной в его полости пружиной сжатия 12. Полость штуцера 11 и часть канала над плунжером 9 образуют надплунжерную полость 13. На штуцере 11 устроен обратный клапан 14 с внутренним каналом 15, диаметр которого соизмерим с внутренним диаметром гибкого бронированного трубопровода 16, соединенного с наземной насосной станцией (на фиг. не показана), обеспечивающей подачу рабочей жидкости под давлением в надплунжерную полость 13. Расположение плунжера 9 в верхнем положении (фиг.1), при котором каналы 4, 5 и 6 перекрыты, обеспечивается срывным стопорящим элементом, например, штифтом 17, расположенным в установочном узле 18, выполненном в нижней части канала 3. Для установки плунжера 9 в нижнем положении (фиг.2) в конструкции бокового канала 3 предусмотрено наличие ограничителя хода, выполненного в виде ступени 19 канала, а в конструкции плунжера 9 - большей ступени 20, которой он «садится» на ступень 19 бокового канала. Кроме этого, в плунжере 9 выполнена радиальная выемка 21, которая обеспечивает гидравлическую связь затрубного пространства скважины через отверстия 6 и 5 с полостью центрального канала 2 при установке плунжера в нижнем положении. Помимо этого, в этом положении плунжера 6 открывается сообщение между надплунжерной полостью 13 через отверстие 4 с полостью центрального канала 2.
Скважинное клапанное устройство в составе установки для освоения и добычи нефти работает следующим образом.
При освоении скважины отбор жидкости глушения происходит через хвостовик, присоединенный к нему сверху центральный канал 2 клапанного устройства, ШГН, присоединенный к центральному каналу 2 в верхней части, по колонне насосно-компрессорных труб с дальнейшим выносом на устье скважины. При отборе жидкости глушения гибкий бронированный трубопровод 16 заполнен рабочей жидкостью под гидростатическим давлением, которое удерживается настраиваемым обратным клапаном 14, препятствуя тем самым несанкционированному срабатыванию скважинного клапанного устройства. Верхнее положение плунжера 9 в канале 3 (фиг.1), при котором отсутствует гидравлическая связь между затрубным пространством и центральным каналом 2 и надплунжерной полости 13 также с центральным каналом 2 за счет перекрытия плунжером 9 отверстий 6 и 4, зафиксировано срезным штифтом 17.
После отбора жидкости глушения и перевода скважины на нефть наземная насосная станция подает рабочую жидкость (с возможным содержанием ингибиторов) по гибкому бронированному трубопроводу 16, повышая в нем давление, при этом происходит открытие обратного клапана 14 и давление передается на плунжер 9, который, перемещаясь вниз, срезает штифт 17 и «садится» ступенью 20 на ограничитель хода 19. Под действием «освободившейся» пружины 12 плунжер 9 занимает такое положение внутри канала 3, при котором отверстия 6 совпадает с выемкой 21 плунжера, которая, в свою очередь, совпадает с отверстием 5 для сообщения каналов 2 и 3. Появляется гидравлическая связь между затрубным пространством и каналом 2 по следующему пути: отверстие 6, выемка 21 плунжера 9, отверстие 5, канал 2 и далее к приемной камере ШГН. Давление внутри хвостовика и затрубном пространстве выравнивается, обратный клапан хвостовика (на фиг. не показан) закрывается. Отбор пластового флюида производится непосредственно из затрубного пространства через скважинное клапанное устройство.
Вместе с тем, при перемещении плунжера 9 в нижнее положение открывается сообщение между надплунжерной полостью 13 с полостью канала 2. Таким образом, появляется гидравлическая связь между гибким бронированным трубопроводом 16 и каналом 2: через обратный клапан 14, полый штуцер 11, надплунжерную полость 13, отверстие 4. По этому открывшемуся пути вместе с рабочей жидкостью непосредственно в приемную камеру ШГН могут подаваться дозированные порции различных ингибиторов для подавления коррозии, разрушения АСПО и предотвращения солеотложения, откуда они, смешиваясь с добываемым пластовым флюидом, по колонне НКТ подаются на устье скважины.
Таким образом, использование полезной модели позволит решить проблему отключения хвостовика после отбора жидкости глушения при освоении скважины и, тем самым, значительно снизить влияние попутного газа на работу скважинного насоса. Вместе с тем, предлагаемое клапанное устройство позволит подавать непосредственно на прием штангового глубинного насоса различные ингибиторы для борьбы с асфальто-смоло-парафиновыми отложениями и солеотложениями. Для его срабатывания используется давление рабочей жидкости, подаваемой по отдельному трубопроводу, и не зависит от пластового давления и уровня жидкости в стволе скважины.