Результат интеллектуальной деятельности: Устьевое оборудование нефтедобывающих скважин

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для перепуска затрубного газа в колонну насосно-компрессорных труб.

Известно автоматическое устройство для перепуска затрубного газа (патент RU № 2318983, МПК Е21В 34/06, Е21В 43/00, опубл. 10.03.2008, бюл. № 7), содержащее обратный клапан и гидравлический канал, при этом устройство расположено в затрубном пространстве над уровнем скважинной жидкости в муфте колонны насосно-компрессорных труб и имеет разветвленный, с центральным сужением гидравлический канал, сообщенный с верхним торцом обратного клапана кольцевого типа, запорный орган которого выполнен в виде втулки и нижний торец которого связан с затрубным пространством, колонна насосных штанг оснащена уплотнителем, длина которого подобрана таким образом, чтобы не перекрывались впускное и выпускное отверстия разветвленного, с центральным сужением гидравлического канала.

Недостатком является сложность конструкции устройства и сложность его спуска, вероятность истирания уплотнителя колонной штанг, что может привести к выходу из строя устройства.

Известно автоматическое устройство для перепуска затрубного газа в колонну НКТ (патент RU № 2496971, МПК Е21В 34/06, опубл. 27.10.2013, бюл. № 30), содержащее корпус, обратный шаровой клапан, гидравлический канал с центральным сужением, колонну насосных штанг, оснащенную отклонителем потока, расположенное в затрубном пространстве над уровнем скважинной жидкости, при этом устройство имеет в осевой линии гидравлического канала патрубок, соединяющий полость насосно-компрессорных труб перед отклонителем потока и обратный шаровой клапан, защищенный шарнирным колпачком от механических примесей, снабженный ограничителем хода и размещенный в корпусе, закрепленном на колонне НКТ, к стенкам которого прилегает большое основание равнобедренного треугольного упора, с упирающимся на него через радиально-упорный подшипник отклонителем потока в виде цилиндрического утолщения, имеющего ходовую посадку к стенкам корпуса, причем диаметр окружности, проведенной через вершину треугольника, больше диаметра винта насоса.

Недостатком является узкая применимость устройства, преимущественно в скважинах эксплуатируемых с помощью электровинтовых насосов.

Наиболее близким является устьевое оборудование насосных нефтедобывающих скважин (патент RU № 2309240, МПК Е21В 33/03, опубл. 27.10.2007, бюл. № 30), содержащее установленную на фланце эксплуатационной колонны планшайбу с эксцентрично расположенной муфтовой частью, предусмотренной для подключения под нагнетательную линию с колонной насосно-компрессорных труб с одной стороны, а с другой - под тройник с устьевым сальником, радиальным и вертикальным отверстиями во фланцевой части планшайбы, сообщенными с затрубным пространством и предусмотренными для установки перепускного устройства, а также для работы с исследовательскими приборами, соответственно, при этом в планшайбе устроен предохранительный клапан, расположенный в радиальном отверстии, выполненном во фланцевой части планшайбы с возможностью сообщения с затрубным пространством и нагнетательной линией через каналы, заложенные в теле, соответственно, фланцевой и муфтовой частей планшайбы, причем предохранительный клапан выполнен из седла и подпружиненного под седло клапана, установленного с возможностью поддержания его в рабочем положении и отключения от работы посредством прижимного винта.

Недостатком является недостаточная эффективность устьевого оборудования насосных нефтедобывающих скважин, вызванная чувствительностью к низким температурам.

Техническими задачами являются повышение надежности и эффективности устьевого оборудования нефтедобывающих скважин в целях снижения затрубного давления в скважинах, эксплуатируемых установками винтовых насосов, независимо от температурных условий работы скважины и от величины давления затрубного газа.

Технические задачи решаются устьевым оборудованием нефтедобывающих скважин, содержащим установленную на фланце эксплуатационной колонны планшайбу с эксцентрично расположенной муфтовой частью, предусмотренной для подключения под нагнетательную линию с колонной насосно-компрессорных труб с одной стороны, а с другой - под тройник с устьевым сальником, радиальным и вертикальным отверстиями во фланцевой части планшайбы, сообщенными с затрубным пространством и предусмотренными для установки перепускного устройства, а также для работы с исследовательскими приборами, соответственно.

Новым является то, что под планшайбой установлен скважинный улавливатель легких фракций углеводородов, состоящий сверху вниз из торцевой и резьбовой частей и буферной зоны, под буферной зоной скважинный улавливатель легких фракций углеводородов оснащен входным клапаном, установленным на седло, с возможностью движения вверх до ограничителя хода клапана, снабженного вертикальными отверстиями в теле ограничителя хода, при этом резьбовая часть высотой 50-70 мм, обеспечивающей герметичное соединение с планшайбой, по периметру снабжена прорезями для перепуска газа с высотой прорезей 25-30 мм, шириной 3 мм и шагом между ними 3 мм, достаточными для сообщения с радиальным отверстием планшайбы.

На фиг.1 изображено устьевое оборудование нефтедобывающей скважины, на фиг. 2 изображен скважинный улавливатель легких фракций углеводородов, на фиг. 3 изображен ограничитель хода клапана (вид сверху).

Устьевое оборудование нефтедобывающих скважин содержит установленную на фланце эксплуатационной колонны планшайбу 1 (фиг. 1) с эксцентрично расположенной муфтовой частью (на фиг. 1-3 не показано), которая предусмотрена для подключения под нагнетательную линию с колонной насосно-компрессорных труб (на фиг. 1-3 не показано) с одной стороны, а с другой стороны - под тройник 2 (фиг. 1) с устьевым сальником (на фиг. 1-3 не показано), радиальным 3 (фиг. 1) и вертикальным 4 отверстиями во фланцевой части (на фиг. 1-3 не показано), планшайбы 1 (фиг. 1), сообщенными с затрубным пространством и предусмотренными для установки перепускного устройства, а также для работы с исследовательскими приборами, соответственно. Под планшайбой 1 установлен скважинный улавливатель легких фракций углеводородов 5 (далее – скважинный улавливатель). Длина скважинного улавливателя 5 (фиг. 1) выбирается исходя из высоты расположения арматуры (устьевого оборудования) над уровнем земли, с учетом нахождения скважинного улавливателя 5 на глубине не менее 1 м. Диаметр скважинного улавливателя 5 выбирается с учетом размеров вертикального отверстия 4 планшайбы 1.

Скважинный улавливатель 5 сверху вниз состоит из торцевой 6 (фиг. 2) и резьбовой 7 частей и буферной зоны 8. В нижней части под буферной зоной 8 скважинный улавливатель 5 (фиг. 1) оснащен входным клапаном 9 (фиг. 2), установленным на седло 10, с возможностью движения вверх до ограничителя 11 хода входного клапана 9, снабженного вертикальными отверстиями 12 (фиг. 3) в теле ограничителя 11 хода (фиг. 2), предназначенными для выхода газа в буферную зону 8. Высота резьбовой 7 части составляет 50-70 мм, что обеспечивает герметичное соединение с планшайбой 1 (фиг. 1), определяется толщиной планшайбы 1. Резьбовая 7 (фиг. 2) часть скважинного улавливателя 5 (фиг. 1) по периметру снабжена прорезями 13 (фиг. 2) для перепуска газа с высотой прорезей 25-30 мм, шириной 3 мм и шагом между ними 3 мм. Прорези 13 также служат фильтром для защиты входного клапана 9 (фиг. 2) от засоряющих частиц, попадающих, например, из нефтепровода. Размеры прорезей 13 (высота, ширина, шаг) зависят от размеров применяемого насосного оборудования и должны быть достаточны для сообщения с радиальным отверстием 3 (фиг. 1) планшайбы 1.

Устьевое оборудование нефтедобывающих скважин работает следующим образом.

Добываемая нефть поступает в нагнетательную линию, по колонне насосно-компрессорных труб поднимается вверх и через тройник 2 (фиг. 1) уходит в нефтепровод (на фиг. 1-3 не показан). При повышении давления газа в затрубном пространстве выше заданной величины газ из затрубного пространства поднимает входной клапан 9 (фиг. 2) скважинного улавливателя легких фракций углеводородов 5 (фиг. 1), находящийся под давлением, создаваемым глубинным насосом, до ограничителя 11 (фиг. 2) хода входного клапана 9, и поступает через вертикальные отверстия 12 (фиг. 3), находящиеся в теле ограничителя 11 (фиг. 2) хода входного клапана 9, в буферную зону 8 скважинного улавливателя 5 (фиг. 1). Далее проходя через буферную зону 8 (фиг. 2), прорези 13 для перепуска газа, находящиеся по периметру резьбовой 7 части высотой 50 мм (на практике дополнительно – 60, 70 мм), и радиальное отверстие 3 (фиг. 1) планшайбы 1 газ поступает в тройник 2 и в нефтепровод (на фиг. 1-3 не показан). Размеры прорезей 13 (фиг. 2): высота прорезей 25 мм (на практике дополнительно – 28, 30 мм), ширина - 3 мм и шаг между ними – 3 мм. При диаметре скважинного улавливателя 5 (фиг. 1) 36 мм количество прорезей составляет не менее 18 шт. После выравнивания давления в затрубном пространстве и в НКТ входной клапан 9 (фиг. 2) под действием давления, создаваемого глубинным насосом, опускается на седло 10 и перекрывает поступление газа. Расположение данного скважинного улавливателя 5 (фиг. 1) в скважине обусловлено эффективностью работы устройства в любое время года и защитой от механического воздействия. При возникновении необходимости извлечения скважинного улавливателя 5 (промывка скважины, ревизия и т.д.) отверстие для исследовательских приборов заглушается стандартной исследовательской пробкой.

Устьевое оборудование нефтедобывающих скважин повышает надежность и эффективность устьевого оборудования нефтедобывающих скважин путем снижения затрубного давления в скважинах, эксплуатируемых установками винтовых насосов, независимо от температурных условий работы скважины и от величины давления затрубного газа.