Выполненная как одно целое скважинная камера для установки газлифтного клапана, используемая при запуске и эксплуатации нефтегазового месторождения

(51) 21 23/00 (2006.01) КОМИТЕТ ПО ПРАВАМ ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ МИНИСТЕРСТВА ЮСТИЦИИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН ОПИСАНИЕ ПОЛЕЗНОЙ МОДЕЛИ К ПАТЕНТУ ний диаметр аксиального сквозного отверстия составляет 65 - 80 мм. На верхнем и нижнем концах корпуса камеры выполнена соединительная резьба. Осевые линии верхней соединительной резьбы и нижней соединительной резьбы совпадают с осевой линией внецентренного сквозного отверстия. С одной стороны аксиального сквозного отверстия на верхнем конце корпуса выполнен защитный выступ,с другой стороны отверстия на нижнем конце корпуса выполнено монтажное гнездо, расстояние между защитным выступом и монтажным гнездом составляет 350 - 450 мм. В защитном выступе выполнено сквозное отверстие, а в монтажном гнезде отверстие под установочный болт. Между аксиальным сквозным отверстием и отверстием под установочный болт в монтажном гнезде выполнен проходной канал для сжатого газа. Выполненная как одно целое скважинная камера для установки газлифтного клапана, используемая при запуске и эксплуатации нефтегазового месторождения, обеспечивает беспрепятственную установку газлифтного клапана для извлечения кислотного агента, используемого при соответствующем разрыве пласта, и, в частности, соответствует всем требованиям, предъявляемым к мандрелям с боковым карманом для установки газлифтного клапана, используемым в скважинах, содержащих высокие концентрации сероводорода.(73) Девелопмент энд Ресерч Центр оф ТУХА Оил Филд Суб-компани оф ПетроЧайна Компани Лимитед(74) Тагбергенова Модангуль Маруповна Тагбергенова Алма Таишевна Касабекова Найля Ертисовна(54) ВЫПОЛНЕННАЯ КАК ОДНО ЦЕЛОЕ СКВАЖИННАЯ КАМЕРА ДЛЯ УСТАНОВКИ ГАЗЛИФТНОГО КЛАПАНА,ИСПОЛЬЗУЕМАЯ ПРИ ЗАПУСКЕ И ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЕГАЗОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ(57) Предлагаемая полезная модель является скважинной камерой, специально используемой для установки газлифтных клапанов и встраиваемой при кислотном разрыве подземного пласта в эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб (колонну НКТ) или колонну гибких труб, которую устанавливают в подземной скважине для добычи пластовых флюидов, таких как нефть или газ. Корпус камеры имеет цилиндрическую форму длиной 600 950 мм и наружным диаметром 120 - 150 мм. В корпусе камеры выполнено аксиальное сквозное отверстие, которое является эксцентричным с внецентренным расстоянием, равным 10-25 мм. Внутрен 642 Настоящая полезная модель относится к скважинным камерам, специально используемым для установки газлифтных клапанов и встраиваемым при кислотном разрыве подземного пласта в эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб (колонну НКТ) или колонну гибких труб, которую устанавливают в подземной скважине для добычи пластовых флюидов, таких как нефть или газ. При запуске и эксплуатации нефтегазового месторождения требуется как можно быстрое извлечение кислотного агента из скважины после соответствующего разрыва подземного пласта. Как правило, подъем жидкости на поверхность осуществляют газлифтным способом, который выполняется использованием одной или нескольких разнесенных по длине колонны скважинных камер (иначе называемых мандрелями с боковыми карманами), обеспечивающих с помощью газлифта поток текучей среды через внутренний проходной канал колонны НКТ на проектной глубине скважины установкой газлифтного клапана в боковом кармане каждой мандрели и закачиванием сжимаемого под высоким давлением газа в устье нефтяной скважины, который проходит через расположенные в боковых карманах газлифтные клапаны во внутренний проходной канал колонны НКТ. Принцип газлифтной эксплуатации скважин заключается в следующем поступлении сжимаемого под высоким давлением газа во внутренний проходной канал НКТ для повышения снизившейся в процессе эксплуатации внутренней энергии пласта и уменьшении плотности жидкости внутри проходного канала НКТ за счет смешивания с закачиваемым газом. Таким образом устанавливается разность между давлением жидкости внутри проходного канала колонны НКТ и давлением жидкости в кольцевом (затрубном) пространстве между колонной НКТ и стеной ствола скважины. Жидкость, находящаяся в затрубном пространстве скважины, поступает во внутренний проходной канал колонны НКТ под действием силы, вызванной разностью давлений, и выталкивает на поверхность столб жидкости из колонны НКТ. Сжатый газ, поступающий во внутренний проходной канал колонны НКТ через газлифтный клапан, помещенный в боковой карман первой мандерли, поднимает на поверхность столб жидкости, находящийся выше данного клапана. После чего инжектируемый газ,достигая второй мандрели, поступает в колонну НКТ через газлифтный клапан во второй мандрели для проталкивания вверх столба жидкости, находящегося внутри колонны выше клапана во второй мандрели, и так далее до прохождения указанного газа через последний установленный газлифтный клапан. При непрерывной подаче сжимаемого газа можно достичь непрерывного и полного извлечения использованного кислотного агента из скважины. Преимущества газлифтного способа заключаются в возможности быстрого извлечения всего кислотного агента после соответствующего разрыва подземного пласта без подъема колонны труб, которое достигается закачиванием в затрубное пространство экс 2 плуатационного пласта под высоким давлением газа, проходящего от устья нефтяной скважины во внутренний проходной канал колонны через установленные один за другим газлифтные клапаны,размещенные в боковых карманах газлифтных мандрелей ( 4,480,686). Предлагаемая полезная модель относится к скважинным камерам, специально используемым для установки газлифтных клапанов, для быстрого извлечения кислотного агента из скважины газлифтным способом. Предлагаемая полезная модель представляет собой выполненную как одно целое мандрель с боковым карманом для установки газлифтного клапана,используемую при запуске и эксплуатации нефтегазового месторождения. Данная модель соответствует всем требованиям по установке газлифтного клапана, предъявляемым к таким конструкциям, используемым при быстром извлечении кислотного агента из скважины газлифтным способом, а также в нефтегазовых скважинах, содержащих сероводород. Эта мандрель с боковым карманом изготовлена в виде составляющей одно целое конструкции без сваривания составляющих ее частей, что увеличивает антикоррозионную устойчивость камеры разрушительному действию сероводорода и уменьшает вероятность водородной коррозии камеры с образованием тончайших трещин в металле. А также увеличивает предел прочности камеры на разрыв и ее способность выдерживать высокое давление в процессе эксплуатации в подземных пластах. Иначе говоря, такие скважинные камеры, используемые для установки газлифтных клапанов, способны выдерживать высокое давление и противостоять разрушительному действию агрессивной среды в подземных пластах. Преимущества предлагаемой камеры по сравнению с известными заключаются в следующем возможности использования в скважинах любого типа, отсутствии концентрации напряжения в местах сварки, устойчивости к коррозии и разрушению при наличии высокой концентрации сероводорода в скважине. Выполненная как одно целое мандрель с боковым карманом для установки газлифтного клапана,используемая при запуске и эксплуатации нефтегазового месторождения, имеет цилиндрический корпус с наружным диаметром 120-150 мм и длиной 600-950 мм. В цилиндрическом корпусе аксиально выполнено эксцентричное (внецентренное) сквозное отверстие с эксцентриситетом 10-25 мм. Внутренний диаметр сквозного отверстия составляет 65-80 мм. На верхнем и нижнем дистальных концах цилиндрического корпуса камеры сформирована резьба для соединения с колонной НКТ. Осевые линии резьбовых соединений, сформированных на нижнем и верхнем дистальных концах корпуса, совпадают с осевой линией эксцентричного отверстия. С одной стороны сквозного отверстия на верхнем конце корпуса сформирован защитный выступ, а с другой стороны отверстия на нижнем конце корпуса сформировано монтажное гнездо. Расстояние между защитным выступом и монтажным гнездом составля 642 ет 350-450 мм. В защитном выступе выполнено сквозное отверстие, а в монтажном гнезде отверстие под установочный болт. Между сквозным отверстием в корпусе и отверстием под установочный болт в монтажном гнезде сформирован проходной канал для сжатого газа. Для облегчения исполнения проходному каналу для сжатого газа придают дугообразную форму. Проходной канал для сжатого газа сформирован введением фрезеровочного режущего инструмента в сквозное отверстие в корпусе и вырезанием дугообразного прохода для сжатого газа так, чтобы сквозное отверстие в корпусе и отверстие под установочный болт сообщались друг с другом. Газлифтный клапан устанавливают на отверстие под установочный болт. Сжатый газ поступает в сквозное отверстие в корпусе через газлифтный клапан, отверстие под установочный болт и проходной канал для сжатого газа. Для облегчения выполнения отверстия под установочный болт в монтажном гнезде, на защитном выступе сформировано сквозное отверстие. Предлагаемая выполненная как одно целое скважинная камера для установки газлифтного клапана,используемая при запуске и эксплуатации скважин на нефтегазовом месторождении, может быть выполнена двух размеров одна скважинная камера применяется для труб диаметром 6 (152,4 мм), другая - для труб диаметром 7 (177,8 мм). Преимущества предлагаемой мандрели с боковым карманом для установки клапана заключаются в том, что она выполнена в виде составляющей одно целое конструкции без сваривания составляющих ее частей, что увеличивает антикоррозионную устойчивость камеры разрушительному действию сероводорода и уменьшает вероятность водородной коррозии камеры с образованием тончайших трещин в металле. А также увеличивает предел прочности камеры на разрыв и ее способность выдерживать высокое давление в процессе эксплуатации в подземных пластах, т.е. такие скважинные камеры,используемые для установки газлифтных клапанов,способны выдерживать высокое давление и противостоять разрушительному действию агрессивной среды в подземных пластах. Преимущества предлагаемой камеры по сравнению с известными заключаются в следующем возможности использования в скважинах любого типа, отсутствии концентрации напряжения в местах сварки, устойчивости к коррозии и разрушению при наличии высоких концентраций сероводорода в скважине. Данная скважинная камера для установки газлифтного клапана прошла успешно без повреждений и отказа испытания на примерно сорока различных по физико-химическим условиям эксплуатации нефтегазовых месторождениях по всей территории Китая в присутствии высоких концентраций сероводорода, в то время как известные камеры не выдерживали таких жестких условий и присутствия агрессивной среды. Фиг. 1 - поперечное сечение первого варианта предлагаемой конструкции скважинной камеры Фиг. 2 - поперечное сечение камеры, изображенной на Фиг.1, секущей плоскостью А-А на Фиг. 1 Фиг. 3 - поперечное сечение камеры, изображенной на Фиг.1, секущей плоскостью В-В на Фиг.1 где 1 - корпус камеры 2 - резьбовое соединение на верхнем дистальном конце корпуса камеры 3 - сквозное отверстие в корпусе камеры 4 - отверстие в защитном выступе 5 - защитный выступ 6 - проходной канал для сжатого газа 7 - отверстие под установочный болт 8 - монтажное гнездо 9 - резьбовое соединение на нижнем дистальном конце корпуса камеры. Для полного понимания сущности настоящей полезной модели далее приведено более подробное описание предпочтительных вариантов ее осуществления, поясняемое следующими чертежами, на которых одинаковые или аналогичные элементы обозначены одними и теми же ссылочными номерами. Вариант 1 на Фиг. 1 показан пример выполненной как одно целое скважинной камеры для установки газлифтного клапана, используемой при запуске и эксплуатации скважин на нефтегазовом месторождении для колонны труб 6. Корпус 1 скважинной камеры имеет цилиндрическую форму длиной 650 мм и наружным диаметром 130 мм. В корпусе 1 камеры выполнено аксиальное сквозное отверстие 3, которое является эксцентричным с внецентренным расстоянием, равным 15 мм. Внутренний диаметр аксиального сквозного отверстия 3 составляет 70 мм. На верхнем и нижнем дистальных концах корпуса 1 камеры выполнена соединенная резьба для встраивания в эксплуатационную колонну НКТ или колонну гибких труб. Шаг резьбы на обоих концах камеры составляет 3-1/2 . Осевые линии верхней соединительной резьбы 2 и нижней соединительной резьбы 9 совпадают с осевой линией эксцентричного отверстия 3. Как показано на Фиг. 2 и 3, с одной стороны сквозного отверстия 3 на верхнем конце корпуса сформирован защитный выступ 5, а с другой стороны отверстия 3 на нижнем конце - монтажное гнездо 8. Защитный выступ 5 и монтажное гнездо 8 сформированы вырезанием части корпуса 1 до образования дугообразной формы в поперечном сечении, составляющей в длину 350 мм,т.е. расстояние между защитным выступом 5 и монтажным гнездом 8 составляет 350 мм. В защитном выступе 5 сформировано сквозное отверстие 4, а в монтажном гнезде 8 - отверстие под установочный болт 7. Отверстие под установочный болт 7 соответствует соединительной резьбе газлифтного клапана. Между аксиальным сквозным отверстием 3 и отверстием под установочный болт 7 в монтажном гнезде 8 выполнен проходной канал для сжатого газа 6. Проходной канал для сжатого газа 6 имеет дугообразную форму. Проходной канал для сжатого газа 6 газлифтного клапана в мандрели с боковым карманом сформирован следующим образом фре 3 642 зеровочный инструмент вводится в сквозное отверстие 3 и высверливает дугообразный проходной канал для сжатого газа 6 радиусом и толщиной, равной соответствующим используемой фрезы. Вариант 2 на Фиг. 1 показан пример выполненной как одно целое скважинной камеры для установки газлифтного клапана, используемой при запуске и эксплуатации скважин на нефтегазовом месторождении для колонны 7. Корпус 1 скважинной камеры имеет цилиндрическую форму длиной 800 мм и наружным диаметром 150 мм. В корпусе 1 камеры выполнено аксиальное сквозное отверстие 3, которое является эксцентричным с внецентренным расстоянием, равным 25 мм. Внутренний диаметр аксиального сквозного отверстия 3 составляет 70 мм. На верхнем и нижнем дистальных концах корпуса 1 камеры выполнена соединительная резьба для встраивания в эксплуатационную колонну НКТ или колонну гибких труб. Шаг резьбы на обоих концах камеры составляет 3-1/2 . Осевые линии верхней соединительной резьбы 2 и нижней соединительной резьбы 9 совпадают с осевой линией эксцентричного отверстия 3. Как показано на Фиг. 2 и 3, с одной стороны аксиального сквозного отверстия 3 на верхнем конце корпуса сформирован защитный выступ 5, а с другой стороны отверстия 3 на нижнем конце - монтажное гнездо 8. Защитный выступ 5 и монтажное гнездо 8 сформированы вырезанием части корпуса 1 до образования дугообразной формы в поперечном сечении, составляющей в длину 400 мм, т.е. расстояние между защитным выступом 5 и монтажным гнездом 8 составляет 400 мм. В защитном выступе 5 сформировано сквозное отверстие 4, а в монтажном гнезде 8 - отверстие под установочный болт 7. Отверстие под установочный болт 7 соответствует соединительной резьбе газлифтного клапана. Между аксиальным сквозным отверстием 3 и отверстием под установочный болт 7 в монтажном гнезде 8 выполнен проходной канал для сжатого газа 6. Проходной канал для сжатого газа 6 имеет дугообразную форму. Проходной канал для сжатого газа 6 газлифтного клапана в мандрели с боковым карманом выполнен способом, описанным в варианте 1. Кроме того, верхняя поверхность защитного выступа 5 выполнена наклонной. Нижняя поверхность монтажного гнезда 8 также выполнена наклонной. Как показано на Фиг. 1, обе наклонные поверхности будут защищать газлифтный клапан от соударения с работающей камерой при спуске или подъме из нефтяной скважины. ФОРМУЛА ПОЛЕЗНОЙ МОДЕЛИ 1. Выполненное как одно целое скважинная камера для установки газлифтного клапана, используемая при запуске и эксплуатации нефтегазового месторождения, включающая корпус 1 с соединительной резьбой (2, 9), сформированной на соответственно верхнем и нижнем концах корпуса,отличающаяся тем, что корпус 1 камеры имеет цилиндрическую форму длиной 600-950 мм и наружным диаметром 120-150 мм в корпусе 1 камеры выполнено аксиально эксцентричное сквозное отверстие 3 с внецентренным расстоянием, равным 10-25 мм, и внутренним диаметром, равным 65-80 мм соединительная резьба, сформированная на соответственно верхнем и нижнем концах корпуса,служит для встраивания камеры в колонну насоснокомпрессорных труб или гибких труб осевые линии верхней соединительной резьбы 2 и нижней соединительной резьбы 9 совпадают с осевой линией эксцентричного сквозного отверстия 3 с одной стороны сквозного отверстия 3 на верхнем конце корпуса выполнен защитный выступ 5, а с другой стороны отверстия 3 на нижнем конце камеры - монтажное гнездо 8 расстояние между защитным выступом 5 и монтажным гнездом 8 составляет 350450 мм в защитном выступе 5 выполнено сквозное отверстие и в монтажном гнезде 8 - отверстие под установочный болт 7 между аксиальным сквозным отверстием 3 и отверстием по установочный болт 7 в монтажном гнезде 8 выполнен проходной канал для сжатого газа 6. 2. Камера по п.1, отличающаяся тем, что проходной канал для сжатого газа 6 имеет дугообразную форму. 3. Камера по п.1, отличающаяся тем, что в защитном выступе 5 выполнено сквозное отверстие 4. 4. Камера по п.3, отличающаяся тем, что осевые линии сквозного отверстия 4 в защитном выступе 5 и отверстия под установочный болт 7 в монтажном гнезде 8 совпадают с осевой линией аксиального сквозного отверстия 3. 5. Камера по п.1, 2 или 3, отличающаяся тем,что верхняя поверхность защитного выступа 5 и нижняя поверхность монтажного гнезда 8 выполнены наклонными.