арматура устья скважины

Формула изобретения

1. Арматура устья скважины, содержащая корпус с каналом сообщения с полостью насосно-компрессорных труб и каналом сообщения с межтрубным пространством, конусную муфту для подвески труб, тарельчатый клапан-отсекатель, устьевой сальник для уплотнения полированного штока глубинного штангового насоса, отличающаяся тем, что в канале сообщения с полостью насосно-компрессорных труб установлены запорный вентиль и пробоотборник для отбора пробы на анализ по всему сечению потока, в канале сообщения с межтрубным пространством установлен запорный вентиль, кроме того, корпус снабжен дополнительным каналом сообщения полости насосно-компрессорных труб с межтрубным пространством и запорным вентилем с клапаном, установленными в этом канале.

2. Арматура устья скважины по п.1, отличающаяся тем, что пробоотборник и запорные вентили выполнены в виде цельного легкосъемного узла и установлены внутрь корпуса при помощи трубной конической резьбы одинакового геометрического размера.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтепромысловому оборудованию и может быть использовано в качестве оборудования устья нефтяных скважин, эксплуатируемых штанговыми глубинными насосами (ШГН).

Известна арматура универсальная малогабаритная для эксплуатации нефтяных скважин (1).

Недостатками известной арматуры являются громоздкость устьевой обвязки и склонность запорно-регулирующих и контрольно-измерительных узлов к замерзанию в зимнее время года вследствие удаленности их от теплового нефтяного потока, идущего по напорной линии арматуры.

Наиболее близким аналогом к заявляемой является фонтанная арматура (2).

Недостатками известной арматуры являются также громоздкость и склонность к замерзанию. Кроме того, известная арматура оснащена пробоотборником, не обеспечивающим отбор пробы по всему сечению технологического потока.

Технической задачей, решаемой изобретением, является создание предельно компактной арматуры с незамерзающими запорно-регулирующими и контрольно-измерительными узлами с возможностью извлечения их и установки без разрядки давления в арматуре и с возможностью интегрального (по всему сечению потока) отбора пробы.

Поставленная задача решается тем, что арматура устья скважины, содержащая корпус с каналом сообщения с полостью насосно-компрессорных труб и каналом сообщения с межтрубным пространством, конусную муфту для подвески труб, тарельчатый клапан-отсекатель, устьевой сальник для уплотнения полированного штока глубинного штангового насоса, в канале сообщения с полостью насосно-компрессорных труб установлены запорный вентиль и пробоотборник для интегрального (по всему сечению потока) отбора пробы на анализ, в канале сообщения с межтрубным пространством установлен запорный вентиль, кроме того, корпус снабжен дополнительным каналом сообщения полости насосно-компрессорных труб с межтрубным пространством и запорным вентилем-клапаном, установленным в этом канале, при этом пробоотборник для интегрального отбора пробы на анализ, запорные вентили и запорный вентиль-клапан, каждый из которых выполнен в виде цельного легкосъемного узла, установлены внутрь корпуса при помощи трубной конической резьбы одинакового геометрического размера, а пробка запорного вентиля-клапана подпружинена и имеет возможность осевого хода.

Изобретение поясняется чертежами, где изображены:

на фигуре 1 - общий вид со стороны напорного (слева) и затрубного (справа) запорных вентилей;

на фигуре 2 - общий вид в разрезе по вертикальной плоскости;

на фигуре 3 - общий вид сверху по А;

на фигуре 4 - горизонтальный разрез по Б-Б;

на фигуре 5 - запорный вентиль в разрезе;

на фигуре 6 - запорный вентиль-клапан в разрезе;

на фигуре 7 - интегральный угловой пробоотборник в разрезе;

на фигуре 8 - манометрический штуцер с обратным клапаном в разрезе;

на фигуре 9 - манометрический штуцер со стороны болтового крепления.

Арматура устья нефтяной скважины (далее - арматура, фиг. 1 - 4) содержит корпус 1 с каналами сообщения и технологическими узлами, приведенными в таблице.

Манометрические штуцеры 6 снабжены манометрами 11. Корпус 1 оснащен также конусной муфтой 12 с уплотнителями 13, патрубком 14 для соединения с НКТ, защитной втулкой 15 и стопорным кольцом 16. Сверху корпус 1 закрыт крышкой 17 с помощью резьбовых шпилек 18 и уплотнителя 19. Внутри крышки 17 установлен противоаварийный отсекатель 20, выполненный в виде подпружиненной поворотной заслонки 21 и контактного упора 22. На крышке 17 установлен самоцентрирующийся сальниковый уплотнитель 23 (СУС) для герметизации полированного штока 24. СУС фиксируется в рабочем положении на крышке 17 при помощи упорной шайбы 25 и резьбовых шпилек 18.

Запорный вентиль 7 выполнен в виде цельного легкосьемного узла, установленного в корпусе на конусной самоуплотняющейся резьбе НКТ по ГОСТ 633-80 (фиг. 5). Резьбовой подвижный шток 26 снабжен резьбовой пробкой 27, которая в рабочем положении выходит из зацепления внутренней резьбы и имеет возможность свободного вращения. Запорный вентиль 7 служит для доступа в пробоотборник.

Запорный вентиль-клапан 9 в отличие от запорного вентиля 7 имеет пружину 28 и осевой свободный ход пробки 27 для обеспечения функции обратного клапана (фиг. 6).

Интегральный угловой пробоотборник 8 также выполнен в виде цельного легкосъемного узла на конусной самоуплотняющейся резьбе НКТ по ГОСТ 633-80 (фиг. 7).

Обратный клапан 10 манометрического штуцера 6 также выполнен в виде цельного легкосъемного узла и установлен в корпусе 1 на конической трубной резьбе (фиг. 8, 9).

Функционирует арматура следующим образом (фиг. 2, 4).

Устанавливают арматуру корпусом 1 на горизонтальный фланец колонной головки и закрепляют резьбовыми шпильками (не показано). К напорному боковому отводу 3 подсоединяют фланец с патрубком для соединения с напорным трубопроводом (не показано). К затрубному боковому отводу 5 подсоединяют фланец с патрубком для эхолотирования и подключения цементировочного агрегата (не показано). При работе ШГН нагнетаемая продукция поступает из полости НКТ 2 через открытый запорный вентиль 7 в напорный боковой отвод 3 и далее в напорный трубопровод. При работе ШГН нагнетаемая продукция поступает из полости НКТ 2 через открытый запорный вентиль 7 в напорный боковой отвод 3 и далее в напорный трубопровод. При этом запорный вентиль 7 в затрубном боковом отводе 5 закрыт. Запорный вентиль-клапан 9 работает в режиме обратного клапана, перепуская избыток газа из межтрубного пространства 4 в полость НКТ 2. В случае аварийного обрыва полированного штока 24 и падения его вниз освобождается контактный упор 22, выполненный из легкого металла (например, из баббита), и поворотная заслонка 21 под воздействием пружины герметично закрывает отверстие в крышке 17, не допуская выхода наружу скважинной жидкости.

Глушение скважины осуществляется подачей солевого раствора в межтрубное пространство 4 по затрубному боковому отводу 5 через открытый вентиль 7.

Манометры 11 контролируют давление в полости НКТ 2 и в межтрубном пространстве 4 через открытый обратный клапан 10. При смене манометра 11 штуцер 6 извлекают из обратного клапана 10, который при этом закрывается.

Заявляемая арматура выполнена в виде моноблока, в корпусе которого размещены все запорно-регулирующие и контрольно-измерительные узлы, а также устьевая обвязка межтрубного пространства с колонной НКТ. Все эти узлы, расположенные в едином моноблочном обогреваемом нефтью корпусе, не замерзают в зимнее время года.

Ремонт узлов арматуры осуществляется методом блочной замены с последующим восстановлением неисправного узла в условиях производственной базы.

Источники информации:

1. Нефтяная промышленность, серия "Машины и нефтяное оборудование", реферативный научно-технический сборник, выпуск 8, Москва, 1983 г.

2. Компоновка фонтанной арматуры в горизонтальном положении на нефтяных и газовых скважинах, ВНИИОЭНГ N 4820, Москва N-06186, 1972 г.