RU2367780C1 - Oil, oil-and-gas well - Google Patents
Oil, oil-and-gas well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2367780C1 RU2367780C1 RU2008123912/03A RU2008123912A RU2367780C1 RU 2367780 C1 RU2367780 C1 RU 2367780C1 RU 2008123912/03 A RU2008123912/03 A RU 2008123912/03A RU 2008123912 A RU2008123912 A RU 2008123912A RU 2367780 C1 RU2367780 C1 RU 2367780C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- gas
- check valve
- formation fluid
- valve
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 63
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 57
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 15
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 11
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims abstract description 5
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000011521 glass Substances 0.000 claims description 26
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 claims description 15
- 235000017899 Spathodea campanulata Nutrition 0.000 claims description 3
- 244000188014 Spathodea campanulata Species 0.000 claims description 3
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims description 3
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 3
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 3
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 2
- 239000013049 sediment Substances 0.000 claims description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000000740 bleeding effect Effects 0.000 description 3
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 3
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 3
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 2
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Check Valves (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к устройствам для обеспечения режима бесперебойной работы скважин, например нефтяных или нефтегазовых, или нефтегазоконденсатных и пр., характеризующихся затрубными проявлениями газа. Газ, скапливающийся в затрубном пространстве скважины, как правило, коррозионно активен и потому опасен развитием аварийной ситуации. Для предотвращения развития такой ситуации газ из затрубного пространства периодически стравливают - сбрасывают в автоматическом или управляемом режиме.The invention relates to the oil and gas industry and, in particular, to devices for ensuring an uninterrupted operation of wells, such as oil or gas, oil and gas condensate, etc., characterized by annular manifestations of gas. Gas that accumulates in the annulus of a well is typically corrosive and therefore dangerous in the development of an emergency. To prevent the development of such a situation, gas from the annulus is periodically bleed off - discharged in automatic or controlled mode.
Однако устройства для стравливания газа оказываются зачастую неработоспособными из-за недоучета особенностей, имеющих место при стравливании газа, - опасности образования кристаллогидратов этого газа непосредственно в устройстве для эксплуатации, а также влияния отрицательных температур на устье скважины.However, gas bleed devices are often inoperable due to the underestimation of the features that occur during gas bleed - the danger of the formation of crystalline hydrates of this gas directly in the device for operation, as well as the effect of negative temperatures on the wellhead.
Известно устройство для эксплуатации скважины, включающее выкидную линию для потока, добываемого пластового флюида, размещенную на устье скважины, патрубок для подвода газа из заколонного пространства скважины, перекрытый обратным клапаном, который установлен под углом к корпусу и связан с последним, при этом обратный клапан имеет возможность стравливания газа в выкидную линию и вытеснения из него пластового флюида до его замерзания в выкидной линии (SU 1348504, 03.02.1986).A device for operating a well is known, including a flow line for the flow of produced formation fluid located at the wellhead, a pipe for supplying gas from the annulus of the well, blocked by a check valve, which is installed at an angle to the body and connected to the latter, while the check valve has the possibility of bleeding gas into the flow line and displacing the formation fluid from it before it freezes in the flow line (SU 1348504, 03/03/1986).
Недостатком известного устройства является его низкая эксплуатационная надежность, обусловленная тем, что известное устройство обеспечивает режим тотального вытеснения теплого пластового флюида из выкидной линии скважинным газом, который имеет низкую теплоемкость. Выкидная линия в среде газа с низкой теплоемкостью практически сразу приобретает температуру окружающей среды на устье скважины. Газ, будучи практически всегда влажным, создает все условия для примерзания запорного элемента обратного клапана к его седлу. Кроме того, в условиях неконтролируемого стравливания газа в условиях влажности, низкой температуры и перепада давления на клапане создаются условия образования кристаллогидратов. В итоге клапан в таких условиях по той и/или иной причине, описанных выше, оказывается неработоспособным.A disadvantage of the known device is its low operational reliability, due to the fact that the known device provides a mode of total displacement of the warm formation fluid from the flow line by well gas, which has a low heat capacity. The flow line in a gas medium with low heat capacity almost immediately acquires the ambient temperature at the wellhead. Gas, being almost always wet, creates all the conditions for freezing the shut-off element of the non-return valve to its seat. In addition, under conditions of uncontrolled bleeding of gas under conditions of humidity, low temperature and pressure drop, the conditions for the formation of crystalline hydrates are created on the valve. As a result, the valve in such conditions for one and / or another reason described above, is inoperative.
Известна нефтедобывающая скважина с устьевым оборудованием, в состав которого входит в том числе клапан, предназначенный для регулирования потока затрубного газа и выполненный из седла и подпружиненного под седло клапана, установленного с возможностью отключения его от работы посредством прижимного винта (RU 2309240 С1, 09.03.2006).A well-known oil well with wellhead equipment, which includes, among other things, a valve, designed to control the flow of annular gas and made of a seat and a valve spring-loaded under the seat, is installed with the ability to disconnect it from work by means of a clamping screw (RU 2309240 C1, 03/09/2006 )
Задачей настоящего изобретения является повышение надежности работы устройства для безопасной эксплуатации нефтяной, нефтегазовой скважины независимо от внешних условий на устье скважины и тем самым обеспечение бесперебойной работы скважины в целом.The objective of the present invention is to increase the reliability of the device for the safe operation of an oil, oil and gas well, regardless of external conditions at the wellhead, and thereby ensuring uninterrupted operation of the well as a whole.
Поставленная задача решается за счет того, что нефтяная, нефтегазовая скважина согласно изобретению содержит эксплуатационную колонну со смонтированной в ней для подъема пластового флюида колонной насосно-компрессорных труб с затрубным пространством, объединяющее их устье скважины с устьевым оборудованием, включая колонную головку со смонтированной на ней трубной головкой, на которой подвешены снизу образующие колонну насосно-компрессорные трубы скважины с подземным эксплуатационным оборудованием, включая, по меньшей мере, эксплуатационный пакер, циркуляционный и срезной клапаны, а в составе устьевого оборудования на трубной головке смонтирована с образованием фонтанной елки фонтанная арматура, включающая запорную, измерительную арматуру, регулирующий дроссельный клапан, элементы системы управления скважины и устройство для безопасной эксплуатации скважины, представляющее собой обратный клапан, включающий полый корпус, гидравлически связанный по пластовому флюиду с колонной насосно-компрессорных труб и по газу с затрубным пространством скважины, оснащенный подводящими патрубками пластового флюида и затрубного газа и отводящим патрубком смеси пластового флюида и затрубного газа, а также внутренний блок с корпусом в виде стакана с, по меньшей мере, одним отверстием или каналом в его боковой стенке для отвода затрубного газа, размещенный в корпусе обратного клапана под углом к вектору потока пластового флюида и пересекающий его с образованием при этом с внутренней поверхностью стенок корпуса обратного клапана кольцевой полости, сообщающей по пластовому флюиду подводящий и отводящий патрубки, кроме того обратный клапан включает размещенный в стакане, по меньшей мере, один запорный орган, имеющий подвижную и неподвижную части, размещенный в стакане и разделяющий его полость на входную перед запорным органом обратного клапана и рабочую за запорным органом по направлению потока газа, сообщенную с потоком пластового флюида через упомянутое отверстие или канал в боковой стенке стакана, расположенные в объемном радианном секторе угла видения упомянутой стенки из осевой точки поперечного сечения выходного устья отводящего патрубка смеси пластового флюида и затрубного газа, а запорный орган смонтирован в стакане, по меньшей мере, с контурным опиранием его неподвижной части на упомянутую боковую стенку стакана внутреннего блока обратного клапана.The problem is solved due to the fact that the oil, oil and gas well according to the invention contains a production string with a tubing string with annulus mounted therein for raising the formation fluid, combining their wellhead with wellhead equipment, including a column head with a tubing mounted on it a head on which a tubing of a well with underground production equipment, including at least tation packer, circulation and shear valves, and as part of the wellhead equipment, fountain fittings are mounted on the tube head to form a fountain tree, including shutoff, measuring fittings, regulating throttle valve, elements of the well control system and a device for safe well operation, which is a non-return valve, including a hollow body hydraulically connected through the formation fluid with the tubing string and gas with the annulus of the well, equipped inlet pipes of formation fluid and annular gas and an outlet pipe of a mixture of formation fluid and annular gas, as well as an indoor unit with a housing in the form of a glass with at least one hole or channel in its side wall for removing annular gas, located in the check valve body at an angle to the formation fluid flow vector and intersecting it with the formation of an annular cavity with the inner surface of the walls of the non-return valve body housing, which communicates the inlet and outlet pipes through the formation fluid and, in addition, the non-return valve includes at least one locking element located in the glass, having movable and fixed parts, located in the glass and dividing its cavity into the inlet in front of the check valve and working behind the locking element in the direction of gas flow with the flow of formation fluid through the said hole or channel in the side wall of the glass located in the radial volume sector of the viewing angle of the said wall from the axial point of the cross section of the outlet mouth of the outlet pat BSA mixture of formation fluid and gas annulus and the blocking member is mounted in the glass, at least with its contour journalled on said stationary portion side wall of the inner cup check valve unit.
При этом нефтяная, нефтегазовая скважина может содержать в составе подземного эксплуатационного оборудования, по меньшей мере, один ингибиторный клапан.At the same time, an oil, oil and gas well may contain at least one inhibitor valve in the composition of underground production equipment.
Колонна насосно-компрессорных труб может включать, по меньшей мере, один разъединитель колонны.The tubing string may include at least one string disconnector.
В колонне насосно-компрессорных труб в приустьевой зоне на глубине 40-60 м от земной поверхности может быть смонтирован ниппель, в котором съемно установлен клапан-отсекатель, предпочтительно автоматический, с возможностью последующей замены его на управляемый клапан-отсекатель, для чего к ниппелю подведена с возможностью подключения к клапану-отсекателю труба гидравлического управления, предназначенная для реализации подаваемых с земной поверхности исполнительных команд на открытие и закрытие упомянутого клапана.In the string of tubing in the estuary zone at a depth of 40-60 m from the earth's surface, a nipple can be mounted in which a shut-off valve, preferably automatic, is installed, with the possibility of its subsequent replacement with a controlled shut-off valve, for which a nipple is connected with the possibility of connecting to the shut-off valve, a hydraulic control pipe, designed to implement executive commands from the earth's surface to open and close said valve.
В колонне насосно-компрессорных труб на глубине установки клапана-отсекателя могут быть смонтированы последовательно по высоте предпочтительно разделенные патрубком два ниппеля для съемного одновременного размещения в них автоматического и гидравлически управляемого клапанов-отсекателей, при этом ниппель для размещения клапана-отсекателя с гидравлическим управлением расположен ниже ниппеля для размещения автоматического клапана-отсекателя, для чего последний имеет внутреннее проходное сечение, достаточное для пропуска через него клапана-отсекателя с гидравлическим управлением.In the string of tubing at the depth of installation of the shut-off valve, two nipples can be mounted successively preferably separated by a nozzle for simultaneous removable placement of automatic and hydraulically controlled shut-off valves in them, while the nipple for placing the shut-off valve with hydraulic control is located below nipple to accommodate an automatic shut-off valve, for which the latter has an internal bore, sufficient to pass through not a shut-off valve is hydraulically controlled.
Подводящий патрубок затрубного газа обратного клапана может быть установлен, предпочтительно, под углом 90° к его корпусу.The inlet gas pipe of the check valve can be installed, preferably at an angle of 90 ° to its body.
Подвижная часть запорного органа обратного клапана может быть выполнена в виде подпружиненной тарели, а неподвижная его часть - в виде седла.The movable part of the shut-off element of the non-return valve can be made in the form of a spring-loaded plate, and the fixed part of it can be in the form of a saddle.
Подвижная часть запорного органа обратного клапана может быть выполнена в виде шара.The movable part of the shut-off element of the check valve can be made in the form of a ball.
Стакан обратного клапана может быть выполнен с возможностью аккумулирования тепла от потока пластового флюида.The glass of the check valve may be configured to accumulate heat from the flow of formation fluid.
Внешняя поверхность боковой стенки стакана может быть выполнена с площадью, превышающей условную площадь гладкой цилиндрической поверхности упомянутой стенки стакана того же радиуса.The outer surface of the side wall of the glass can be made with an area exceeding the conditional area of the smooth cylindrical surface of said glass wall of the same radius.
Нефтяная, нефтегазовая скважина может содержать фильтр тонкой и/или грубой очистки пластового флюида для предотвращения формирования осадка частиц в рабочей полости стакана обратного клапана.An oil, oil and gas well may contain a filter for fine and / or rough cleaning of the formation fluid to prevent the formation of sediment of particles in the working cavity of the check valve bowl.
Стакан обратного клапана с запорным органом может быть выполнен съемным с возможностью его замены.The glass of the check valve with a locking body can be made removable with the possibility of its replacement.
Устройство для безопасной эксплуатации скважины может содержать не менее двух установленных параллельно по потоку сбрасываемого газа запорных органов.A device for safe operation of the well may contain at least two shutoff elements installed in parallel with the flow of discharged gas.
Устройство для безопасной эксплуатации скважины может быть выполнено с возможностью омывания стакана потоком пластового флюида в ламинарном режиме.A device for the safe operation of the well can be configured to wash the cup with a stream of formation fluid in laminar mode.
Устройство для безопасной эксплуатации скважины может быть выполнено с возможностью омывания стакана потоком пластового флюида в турбулентном режиме.A device for safe operation of the well can be configured to wash the cup with a stream of formation fluid in a turbulent mode.
Корпус обратного клапана выполнен теплоизолированным с внешней стороны.The check valve body is thermally insulated from the outside.
Устройство для безопасной эксплуатации скважины может быть выполнено с подводом внешнего источника тепла к корпусу и/или к подводящему патрубку, преимущественно подводящему патрубку затрубного газа.A device for the safe operation of the well can be made with the supply of an external heat source to the body and / or to the inlet pipe, mainly inlet pipe annular gas.
Устройство для безопасной эксплуатации скважины может быть снабжено датчиком температуры для контроля температурного режима в зоне запорного органа.A device for the safe operation of the well can be equipped with a temperature sensor for monitoring the temperature in the zone of the shut-off element.
Устройство для безопасной эксплуатации скважины может быть снабжено внешним штуцером для регулирования режима подачи газа в полость корпуса.A device for safe operation of the well can be equipped with an external fitting for regulating the mode of gas supply to the body cavity.
Технический результат, обеспечиваемый приведенной совокупностью признаков, состоит в обеспечении бесперебойной работы нефтяной, нефтегазовой скважины за счет повышения надежности работы устьевого оборудования, а именно за счет конструкторского решения устройства для безопасной эксплуатации скважины - обратного клапана, выполненного с возможностью омывания стакана внутреннего блока обратного клапана теплым пластовым флюидом, в частности нефтью, практически по всему периметру в течение всего времени эксплуатации и обеспечения выхода сбрасываемого затрубного газа в поток пластового флюида в том же направлении течения, что и пластовый флюид, обеспечения режима «мягкого» смешивания этого газа с пластовым флюидом и «отрыв» газа от стакана практически после омывания пластовым флюидом внешней поверхности боковой стенки стакана, что создает оптимальный тепловой режим в зоне обратного клапана при любых неблагоприятных внешних условиях в зоне устья скважины. Поток смеси пластового флюида и затрубного газа даже при значительно более низкой ее теплоемкости, чем первичный поток пластового флюида, при таком выполнении устройства не ведет к значительному снижению температуры в зоне запорного органа обратного клапана, поскольку устройство работает в режиме постоянной аккумуляции тепла от текущего через обратный клапан теплого пластового флюида. При этом сам режим стравливания газа предусмотрен таким, что он предотвращает образование кристаллогидратов в обратном клапане. Это обеспечено конструктивным решением каналов для пластового флюида и газа и усилий подпружинивания тарели, определяющими режим подачи газа в обратный клапан и оптимальный температурный режим в нем. При этом для оптимизации работы устройства контролируют давление газа в затрубном пространстве и давление в потоке пластового флюида, не допуская аварийно высоких значений давления в затрубном пространстве.The technical result provided by the given set of features is to ensure uninterrupted operation of an oil, oil and gas well by improving the reliability of wellhead equipment, namely, by designing a device for safe well operation — a non-return valve, made with the possibility of washing the glass of the internal block of the non-return valve with warm formation fluid, in particular oil, practically along the entire perimeter during the entire period of operation and providing output and discharged annular gas into the reservoir fluid flow in the same direction as the reservoir fluid, providing a mode of “soft” mixing of this gas with the reservoir fluid and “detaching” the gas from the cup practically after washing with the formation fluid of the outer surface of the side wall of the cup, which creates optimal thermal conditions in the zone of the check valve under any adverse external conditions in the zone of the wellhead. The flow of the mixture of reservoir fluid and annular gas even at a significantly lower heat capacity than the primary flow of reservoir fluid, with this arrangement of the device does not lead to a significant decrease in temperature in the zone of the shutoff valve of the check valve, since the device operates in a mode of constant heat accumulation from the current through the return warm formation fluid valve. In this case, the mode of gas bleeding is provided such that it prevents the formation of crystalline hydrates in the check valve. This is ensured by a constructive solution of channels for formation fluid and gas and plate springing forces, which determine the gas supply mode to the check valve and the optimal temperature regime in it. At the same time, to optimize the operation of the device, the gas pressure in the annulus and the pressure in the flow of the reservoir fluid are monitored, preventing accidentally high pressure values in the annulus.
Конструктивное решение устройства обеспечивает возможность его использования в условиях с низкими температурами окружающей среды, снизить стоимость скважин и время их обслуживания.The design solution of the device provides the possibility of its use in conditions with low ambient temperatures, to reduce the cost of wells and their maintenance time.
На фиг.1 изображена нефтяная, нефтегазовая скважина со скважинным оборудованием; на фиг.2 - устройство для безопасной эксплуатации скважины - обратный клапан в разрезе.Figure 1 shows an oil, oil and gas well with downhole equipment; figure 2 - a device for the safe operation of the well - check valve in section.
Нефтяная, нефтегазовая скважина содержит эксплуатационную колонну 1 со смонтированной в ней для подъема пластового флюида колонной 2 насосно-компрессорных труб с затрубным пространством 3, объединяющее их устье скважины с устьевым оборудованием. Устьевое оборудование включает колонную головку 4 со смонтированной на ней трубной головкой 5, на которой подвешены снизу образующие колонну 2 насосно-компрессорные трубы скважины с подземным эксплуатационным оборудованием, включая, по меньшей мере, эксплуатационный пакер 6, циркуляционный клапан 7 и срезной клапан 8. Также в составе устьевого оборудования на трубной головке 5 смонтирована с образованием фонтанной елки фонтанная арматура 9, включающая запорную, измерительную арматуру, регулирующий дроссельный клапан, элементы системы управления скважины и устройство 10 для безопасной эксплуатации скважины.An oil, oil and gas well comprises a
Нефтяная, нефтегазовая скважина содержит в составе подземного эксплуатационного оборудования, по меньшей мере, один ингибиторный клапан 11, а колонна 2 насосно-компрессорных труб включает, по меньшей мере, один разъединитель 12 колонны.An oil, oil and gas well contains at least one
В колонне 2 насосно-компрессорных труб в приустьевой зоне на глубине 40-60 м от земной поверхности смонтирован ниппель, в котором съемно установлен клапан-отсекатель 13, предпочтительно автоматический, с возможностью последующей замены его на управляемый клапан-отсекатель, для чего к ниппелю подведена с возможностью подключения к клапану-отсекателю труба гидравлического управления, предназначенная для реализации подаваемых с земной поверхности исполнительных команд на открытие и закрытие упомянутого клапана.In the
Также в колонне 2 насосно-компрессорных труб на глубине установки клапана-отсекателя 13 могут быть смонтированы последовательно по высоте, предпочтительно разделенные патрубком два ниппеля (не показано) для съемного одновременного размещения в них автоматического и гидравлически управляемого клапанов-отсекателей, при этом ниппель для размещения клапана-отсекателя с гидравлическим управлением расположен ниже ниппеля для размещения автоматического клапана-отсекателя, для чего последний имеет внутреннее проходное сечение, достаточное для пропуска через него клапана-отсекателя с гидравлическим управлением.Also in the
Устройство для безопасной эксплуатации скважины 10 представляет собой обратный клапан, включающий полый корпус 14, гидравлически связанный по пластовому флюиду с колонной 2 насосно-компрессорных труб и по газу с затрубным пространством 3 скважины, оснащенный подводящими патрубками 15 и 16 соответственно пластового флюида и затрубного газа и отводящим патрубком 17 смеси пластового флюида и затрубного газа, а также внутренний блок 18 с корпусом в виде стакана 19 с, по меньшей мере, одним отверстием 20 или каналом для отвода затрубного газа в его боковой стенке 21. Внутренний блок 18 размещен в корпусе 14 обратного клапана под углом к вектору потока пластового флюида и пересекает его с образованием при этом с внутренней поверхностью стенок корпуса 14 обратного клапана кольцевой полости 22, сообщающей по пластовому флюиду подводящий и отводящий патрубки соответственно 15 и 17.A device for the safe operation of the well 10 is a check valve comprising a
Обратный клапан также включает размещенный в стакане 19, по меньшей мере, один запорный орган 23, имеющий подвижную часть в виде тарели 24 и неподвижную часть в виде седла 25. Запорный орган 23 обратного клапана размещен в стакане 19 и разделяет его полость на входную полость 26 перед запорным органом 23 и рабочую полость 27 за запорным органом по направлению потока газа, сообщенную с потоком пластового флюида через упомянутое отверстие 20 или канал в боковой стенке 21 стакана 19, расположенный в объемном радианном секторе угла видения упомянутой стенки 21 из осевой точки поперечного сечения выходного устья отводящего патрубка 17 смеси пластового флюида и затрубного газа. Запорный орган 23 смонтирован в стакане 19, по меньшей мере, с контурным опиранием его неподвижной части - седла 25 - на упомянутую боковую стенку 21 стакана 19 внутреннего блока обратного клапана, а тарель 24 взаимодействует с седлом 25 и со стержнем 28 с пружиной 29 сжатия, взаимодействующей одним концом с тарелью, а другим концом - с дном стакана 19.The check valve also includes at least one locking element 23 located in the glass 19, having a movable part in the form of a plate 24 and a fixed part in the form of a seat 25. The check valve 23 is located in the glass 19 and divides its cavity into the
Подводящий патрубок 16 затрубного газа обратного клапана установлен предпочтительно под углом 90° к его корпусу 14.The
Подвижная часть запорного органа 23 обратного клапана может быть выполнена в виде шара (не показано).The movable part of the shut-off element 23 of the check valve can be made in the form of a ball (not shown).
Стакан 19 обратного клапана выполнен с возможностью аккумулирования тепла от потока пластового флюида.The glass 19 of the check valve is configured to accumulate heat from the flow of formation fluid.
Внешняя поверхность боковой стенки 21 стакана 19 выполнена с площадью, превышающей условную площадь гладкой цилиндрической поверхности упомянутой стенки стакана того же радиуса.The outer surface of the
Стакан 19 обратного клапана с запорным органом 23 выполнен съемным с возможностью его замены, при этом фиксирование стакана 19 в корпусе обратного клапана происходит с помощью, например, гайки 30 и штифта 31, а также втулки 32 для фиксации седла 25. Позициями 33-36 показаны герметизирующие уплотнения обратного клапана. Такая система фиксации обеспечивает возможность замены с минимальными затратами времени.The check valve cup 19 with the locking member 23 is removable and can be replaced, while the cup 19 is fixed in the check valve body using, for example, a nut 30 and a
Скважина содержит фильтр (не показано) тонкой и/или грубой очистки пластового флюида для предотвращения формирования осадка частиц в рабочей полости 27 стакана 19 обратного клапана.The well contains a filter (not shown) for fine and / or rough cleaning of the formation fluid to prevent the formation of particles in the working
Устройство 10 для безопасной эксплуатации скважины выполнено с возможностью омывания стакана 19 потоком пластового флюида в ламинарном или турбулентном режиме.The device 10 for the safe operation of the well is configured to wash the cup 19 with a stream of formation fluid in a laminar or turbulent mode.
Корпус 14 обратного клапана выполнен теплоизолированным с внешней стороны.The
Устройство 10 для безопасной эксплуатации скважины выполнено с подводом внешнего источника тепла к корпусу 14 и/или к подводящему патрубку, преимущественно подводящему патрубку 16 затрубного газа, а также снабжено датчиком температуры (не показано) для контроля температурного режима в зоне запорного органа 23 и внешним штуцером (не показано) для регулирования режима подачи газа в полость корпуса.The device 10 for safe operation of the well is made with the supply of an external heat source to the
Устройство 10 для безопасной эксплуатации скважины может содержать не менее двух установленных параллельно по потоку сбрасываемого газа запорных органов 23.The device 10 for safe operation of the well may contain at least two shutoff bodies 23 installed in parallel with the flow of discharged gas.
Устройство работает следующим образом.The device operates as follows.
При штатном режиме работы скважины поток пластовой жидкости проходит через кольцевую полость 22 корпуса 14 обратного клапана, омывая при этом внешнюю поверхность боковой стенки 21 стакана 19 внутреннего блока 18, служащего непосредственно для стравливания газа из затрубного пространства 3 скважины, и обогревая его и тем самым аккмулируя тепло пластового флюида. Часть пластового флюида через отверстие 20 стакана 19 заходит в его рабочую полость 27, омывает и тем самым обогревает внутреннюю поверхности боковой стенки 21 стакана 19, седло 25, тарель 24 и уплотнение 33, обеспечивая таким образом требуемую температуру конструкции.In normal operation of the well, the flow of formation fluid passes through the
При превышении давления газа в затрубном пространстве 3 над давлением потока пластового флюида на 0,02-0,05 МПа тарель 24 под действием потока затрубного газа смещается, отрываясь от седла 25. Поток газа через щель между тарелью 24 и седлом 25 сбрасывается в рабочую полость 27 стакана 19 и через отверстия 20 сбрасывается внутрь корпуса обратного клапана и смешивается с поток пластового флюида в направлении его течения. Конструкция устройства обеспечивает возможность «мягкого» смешивания стравливаемого газа с пластовым флюидом и «отрыв» газа от устройства потоком пластового флюида, что создает оптимальный тепловой режим в зоне обратного клапана независимо от внешних условий на устье скважины. При снижении давления затрубного газа внутри клапана тарель 24 под действием пружины 29 сжатия возвращается в седло 25, перекрывая поток газа.When the gas pressure in the
При контакте влажного газа с поверхностями обратного клапана и внутренней поверхностью боковой стенки 21 стакана 19 неизбежно оседание на них конденсата с пониженной температурой. Однако влияние его на работоспособность устройства незначительно ввиду предварительного запаса тепла массой устройства и последующего быстрего прогрева устройства по внешней и внутренней поверхностям боковой стенки 21 стакана 19 и самого обратного клапана в его закрытом положении теплым потоком пластового флюида.When wet gas comes into contact with the surfaces of the non-return valve and the inner surface of the
Использование изобретения позволяет увеличить срок службы устройства и эксплуатации скважины в целом в безаварийном режиме в суровых климатических условиях.Using the invention allows to increase the service life of the device and the operation of the well as a whole in a trouble-free mode in harsh climatic conditions.
Claims (19)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008123912/03A RU2367780C1 (en) | 2008-06-18 | 2008-06-18 | Oil, oil-and-gas well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008123912/03A RU2367780C1 (en) | 2008-06-18 | 2008-06-18 | Oil, oil-and-gas well |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2367780C1 true RU2367780C1 (en) | 2009-09-20 |
Family
ID=41167937
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008123912/03A RU2367780C1 (en) | 2008-06-18 | 2008-06-18 | Oil, oil-and-gas well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2367780C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2569387C1 (en) * | 2014-07-25 | 2015-11-27 | Роман Валентинович Маслов | Check valve and method of heating its shut-off device |
| CN110454107A (en) * | 2019-08-05 | 2019-11-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | Oil collecting system of oil pumping unit wellhead and using method |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3260308A (en) * | 1964-12-04 | 1966-07-12 | Cryer Del | Method and apparatus for gas lift producing of oil wells |
| SU1583591A1 (en) * | 1988-05-26 | 1990-08-07 | Сургутский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Valve device for bypassing gas in pumped well |
| RU2074954C1 (en) * | 1993-06-25 | 1997-03-10 | Нефтегазодобывающее управление "Чернушканефть" Производственного объединения "Пермнефть" | Device for bypassing gas from inter-tube space to pump-compressor tube string |
| RU2079636C1 (en) * | 1991-03-18 | 1997-05-20 | Нефтегазодобывающее управление "Туймазанефть" | Gas vent from annular space |
| RU2159842C2 (en) * | 1996-07-25 | 2000-11-27 | Абрамов Александр Федорович | Fittings of well-head |
| RU2188309C2 (en) * | 1999-10-15 | 2002-08-27 | Коваленко Владимир Иванович | Method and device for regulation of temperature and pressure in well |
| RU2256779C1 (en) * | 2003-11-05 | 2005-07-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Device for oil gas discharge from hole annuity |
| RU2309240C1 (en) * | 2006-03-09 | 2007-10-27 | ОАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil production pumping wellhead assembly |
-
2008
- 2008-06-18 RU RU2008123912/03A patent/RU2367780C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3260308A (en) * | 1964-12-04 | 1966-07-12 | Cryer Del | Method and apparatus for gas lift producing of oil wells |
| SU1583591A1 (en) * | 1988-05-26 | 1990-08-07 | Сургутский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Valve device for bypassing gas in pumped well |
| RU2079636C1 (en) * | 1991-03-18 | 1997-05-20 | Нефтегазодобывающее управление "Туймазанефть" | Gas vent from annular space |
| RU2074954C1 (en) * | 1993-06-25 | 1997-03-10 | Нефтегазодобывающее управление "Чернушканефть" Производственного объединения "Пермнефть" | Device for bypassing gas from inter-tube space to pump-compressor tube string |
| RU2159842C2 (en) * | 1996-07-25 | 2000-11-27 | Абрамов Александр Федорович | Fittings of well-head |
| RU2188309C2 (en) * | 1999-10-15 | 2002-08-27 | Коваленко Владимир Иванович | Method and device for regulation of temperature and pressure in well |
| RU2256779C1 (en) * | 2003-11-05 | 2005-07-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Device for oil gas discharge from hole annuity |
| RU2309240C1 (en) * | 2006-03-09 | 2007-10-27 | ОАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil production pumping wellhead assembly |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2569387C1 (en) * | 2014-07-25 | 2015-11-27 | Роман Валентинович Маслов | Check valve and method of heating its shut-off device |
| CN110454107A (en) * | 2019-08-05 | 2019-11-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | Oil collecting system of oil pumping unit wellhead and using method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7621324B2 (en) | Automated flowback and information system | |
| DK2536917T3 (en) | valve Plant | |
| RU2516708C2 (en) | Subsurface safety valve | |
| RU2372471C1 (en) | Back wellhead valve of oil, oil and gas well | |
| RU2194152C2 (en) | Downhole plant for regulation and shutoff of medium flow | |
| RU87207U1 (en) | OIL, OIL AND GAS WELL | |
| CN112282696A (en) | One-way valve and automatic intermittent pumping system and method with same | |
| RU2367780C1 (en) | Oil, oil-and-gas well | |
| RU2529074C2 (en) | Throttle with automatic cleaning of throttling channel | |
| CN201103377Y (en) | Gas pressure maintaining device of petroleum casing pipe | |
| RU2704078C1 (en) | Plug-in shut-off valve (versions) | |
| AU2022224826B2 (en) | Vent valve, vent vale insert and method of operation of a vent valve | |
| US20170260821A1 (en) | Method and Apparatus for Continuously Controlling a Well Flow Rate | |
| RU2416754C1 (en) | Universal valve | |
| RU53710U1 (en) | DEVICE FOR REGULATING THE PRESSURE ON THE SUPPLY LINE AND IN AN EXTERNAL SPACE WHEN PRODUCING OIL | |
| CN202731839U (en) | Differential pressure antifreeze constant pressure release valve | |
| RU2405998C1 (en) | Universal valve | |
| RU191354U1 (en) | CHECK VALVE | |
| CN207813531U (en) | A kind of pressure testing device for preventing mud from being sprayed from oil pipe | |
| RU2720714C1 (en) | Well head for pressure release | |
| RU2371624C1 (en) | Stop water-supply valve | |
| CN205824302U (en) | A kind of fire-fighting drain valve | |
| RU2656536C1 (en) | Cutoff valve | |
| RU108096U1 (en) | VALVE LINEAR HOLE | |
| US724742A (en) | Hydrant. |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130619 |