Устьевое оборудование нефтедобывающих скважин

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для перепуска затрубного газа в колонну насосно-компрессорных труб. Устьевое оборудование нефтедобывающих скважин, 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. 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. 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. 3 ил.

 

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.

Устьевое оборудование нефтедобывающих скважин, 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, отличающееся тем, 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.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам устьевого оборудования скважин для защиты от аварийных перепадов давления между затрубным пространством скважины и выкидной линией в обоих направлениях.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей и геологоразведочной отраслям и предназначено для восстановления соосности осей отверстия шибера задвижки и ее проходного канала при ликвидации аварийных ситуаций на скважинах.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для регулирования расхода газа при газлифтном способе эксплуатации. Устройство состоит из полого корпуса с внутренней ступенчатой расточкой в осевом канале, в которой установлен сердечник, поджатый переходником.

Изобретение относится к запорно-регулируемой арматуре. Фонтанное оборудование устья скважины содержит колонную головку с подвешенными на ней несколькими колоннами обсадных труб, образующих между собой межколонное пространство, контролируемое запорными устройствами, и фонтанную арматуру с коренным и буферным запорными устройствами, а наружная обсадная труба соединена с корпусом колонной головки посредством резьбового соединения, при этом промежуточная и внутренняя обсадные трубы, каждая посредством своей клиновой подвески подвешена на своем патрубке, причем патрубок промежуточной обсадной трубы снабжен на верхнем конце буртом, опирающимся на выступ в корпусе колонной головки, патрубок внутренней обсадной трубы опирается выполненным в его верхней части буртом на бурт патрубка промежуточной обсадной трубы через кольцо с выполненным в его стенке по крайней мере одним отверстием, размещенное в межтрубном пространстве, сообщенном со средним боковым отводом колонной головки, при этом пространство между каждым патрубком и подвешенной на нем обсадной трубой в месте их сопряжения герметизировано посредством уплотнения, на внутренней обсадной трубе над клиньевой подвеской смонтирован съемный узел подвески колоны насосно-компрессорных труб (НКТ), на котором смонтирована вся стволовая часть фонтанной арматуры, включающая коренное запорное устройство, снабженное шаровым затвором, и крестовик с центральным каналом и боковыми отводами, причем центральный канал крестовика сообщен с буферным запорным устройством, снабженным шаровым затвором, а его боковые отводы сообщены через кольцевое пространство с боковым отводом фонтанной арматуры, смонтированным во фланце, размещенном на колонной головке, при этом съемный узел подвески НКТ снабжен обратными клапанами, которые открыты под действием нижней торцевой части стволовой части фонтанной арматуры, контактирующей с торцом корпуса съемного узла подвески НКТ, а верхняя часть стволовой части фонтанной арматуры разъемно соединена с установленным на корпусе колонной головки фланцем, внутри корпуса съемного узла подвески НКТ выполнен резьбовой участок для установки пробки, предназначенной для перекрытия НКТ при замене стволовой части фонтанной арматуры без глушения скважины, приводы коренного и буферного запорных устройств выполнены с рычажно-поршневым гидравлическим приводом, управляемым посредством гидравлического насоса, установленного на фланце над колонной головкой и снабженного обратным клапаном, причем последний и рычажно-поршневой привод выполнены автоматическими и дистанционно управляемыми, нижние седла каждого запорного устройства с шаровым затвором подпружинены витой цилиндрической пружиной, причем пружина буферного запорного устройства опирается в корпус крестовика, а стволовая часть фонтанной арматуры, содержащая коренное и буферное запорные устройства и крестовик, образует единый съемный узел, крестовик которого соединен с патрубком, верхний конец которого соединен с заглушкой фланца, установленного на колонную головку.

Изобретение относится к техническим средствам для тепловой обработки продуктивного пласта и подъема продукции из скважин со сверхвязкой нефтью и природными битумами.

Изобретение относится к запорно-регулируемой арматуре. Устьевая арматура скважины содержит колонную головку с подвешенными на ней несколькими колоннами обсадных труб с образованием между ними межколонного пространства с задвижками для перекрытия межколонного пространства и фонтанную арматуру с коренным и буферным запорными устройствами, а наружная обсадная труба соединена с корпусом колонной головки посредством резьбового соединения, промежуточная и внутренняя обсадные трубы каждая посредством своей стандартной клиновой подвески подвешена на своем патрубке, причем патрубок промежуточной обсадной трубы снабжен на верхнем конце буртом, опирающимся на выступ в корпусе колонной головки, патрубок внутренней обсадной трубы опирается выполненным в его верхней части буртом на бурт патрубка промежуточной обсадной трубы через кольцо, размещенное в межтрубном пространстве, сообщенном со средним боковым отводом колонной головки, при этом пространство между каждым патрубком и подвешенной на нем обсадной трубой в месте их сопряжения герметизировано посредством уплотнения, на внутренней обсадной трубе над клиньевой подвеской смонтирован съемный узел подвески колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), на котором смонтирована вся стволовая часть фонтанной арматуры, включающая коренное запорное устройство, снабженное шаровым затвором, и крестовик с центральным каналом и боковыми отводами, причем центральный канал крестовика сообщен с буферным запорным устройством, снабженным шаровым затвором, а его боковые отводы сообщены через кольцевое пространство, образованное патрубками, с боковым отводом фонтанной арматуры, смонтированным во фланце, размещенном на колонной головке, причем вся стволовая часть фонтанной арматуры размещена в патрубке, герметично соединенном верхним его концом с установленным на колонной головке фланцем, а нижней частью герметично опирающемся через конический переходник на съемный узел подвески НКТ, стволовое шаровое запорное устройство сообщено с крестовиком, межколонные пространства обсадных труб скважины сообщены с боковыми отводами, выполненными в колонной головке, во фланце выполнен дополнительный боковой отвод, сообщенный с кольцевым пространством, образованным патрубком, опирающимся на съемный узел подвески НКТ, и патрубком, на котором подвешена внутренняя обсадная труба, а на боковых отводах фланца и боковых отводах колонной головки установлены задвижки и дроссели, при этом буферное шаровое запорное устройство расположено в колонной головке, а стволовое шаровое запорное устройство, съемный узел подвески НКТ и установленные соосно друг под другом клиновые подвески последовательно расположены в скважине под корпусом колонной головки.

Изобретение относится к арматуростроению и может быть использовано в различных устройствах, переключающих потоки жидкостей и газов, в частности в переключателях потока для установок измерения дебита скважинной жидкости и газа, и позволяет увеличить ресурс переключателя скважин многоходового (ПСМ) за счет снижения использования в его конструкции большого числа быстроизнашиваемых деталей.

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли, в частности к способам дренирования жидкости со скважин, и может быть использовано для дренирования жидкости со скважин при подземном способе добычи нефти.

Изобретение относится к газовой и нефтяной промышленности и может быть использовано для защиты газовых и нефтяных скважин при критическом изменении давления в отводящем трубопроводе.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к добыче насосом из скважин нефти с высоким содержанием газа. Технический результат - упрощение устройства и обеспечение возможности использования при работе с электропогружными насосами и погружными плунжерными – штанговыми насосами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к устьевому оборудованию скважин, обеспечивающему герметичное соединение устройства и устьевой арматуры разного типоразмера, нестандартного (заниженного) расположения устьевой арматуры, в частности при возникновении излива скважинной продукции.
Наверх