УСТРОЙСТВО ПОДВЕСА СТАЛЕПОЛИМЕРНОЙ ГИБКОЙ ТРУБЫ

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к подвеске сталеполимерной гибкой трубы (СПГТ) в фонтанной арматуре в процессе эксплуатации скважин на поздней стадии разработки месторождений.
На поздней стадии разработки месторождений в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД) одной из основных проблем эксплуатации является выбытие скважин в бездействующий фонд. Скопление конденсационной воды на забое скважин и наличие пластовых вод в добываемой продукции приводит к разрушению призабойной зоны пласта, образованию на забое песчано-жидкостных пробок и снижению производительности и дебита скважин.
В условиях АНПД, для обеспечения бесперебойного режима работы скважины, необходимо исключить накопление жидкости на забое. При этом скорость газожидкостного потока в лифтовой колонне должна быть не менее 5 м/с [Теория и практика капитального ремонта газовых скважин в условиях пониженных пластовых давлений // М.Г. Гейхман и др.- М: ИРЦ Газпром, 2009. - 208 с].
Так как, зачастую, в условиях АНПД, при существующем большом диаметре лифтовых труб (до 168 мм), это условие не может быть выполнено, возникает необходимость установки концентрической центральной лифтовой колонны (ЦЛК), которая представляет собой трубу меньшего диаметра, расположенную внутри основной лифтовой колонны (ОЛК). Наиболее подходящей трубой для достижения поставленной цели может служить гибкая труба, используемая при капитальном ремонте скважин, но имеющая небольшой срок эксплуатации. Поэтому нужна аналогичная труба с большим сроком эксплуатации, не менее 20 лет, такая как сталеполимерная гибкая труба (СПГТ) [Робин А.В., Донченко М.А. Концентрические лифтовые колонны на основе сталеполимерной трубы (удаление воды с забоя газовых скважин без их глушения) // Нефть. Газ. Новации. 2013. №7. - С. 40-45].
Традиционные методы не позволяют провести установку СПГТ без глушения скважины, что в свою очередь может привести к кольматации призабойной зоны пласта (ПЗП) и невозможности дальнейшей эксплуатации скважины.
Известно устройство подвеса сталеполимерной трубы, содержащее корпус и крышку с общим центральным каналом, соединенные между собой через металлическую прокладку при помощи шпилек, при этом торцевой зазор между ними соединен с окружающей средой предпочтительно при помощи обратных клапанов, при этом в корпусе перпендикулярно его продольной оси установлены с возможностью осевого вращения вокруг своей продольной оси и с возможностью радиального перемещения в корпусе как минимум два фиксатора, преимущественно шесть, выполненных в виде стержней, один конец которых выполнен профилированным предпочтительно в виде конуса, преимущественно ступенчатого, взаимодействующих своей поверхностью с ответными местами на концевом элементе сталеполимерной трубы, при этом другой конец упомянутого фиксатора выполнен профилированным в виде ответного места под инструмент предпочтительно в виде четырехгранника для придания фиксатору вращательного движения вокруг своей оси, при этом центральный канал выполнен профилированным для установки, удержания и герметизации конца сталеполимерной трубы одновременно в корпусе и крышке, а на внешних торцевых поверхностях крышки и корпуса выполнены ответные места для соединения с ответными местами частей фонтанной арматуры [Пат. 142119 РФ; опубл. 20.06.2014].
Недостатком данного устройства является недостаточная надежность фиксации СПГТ. Профилирование посадочного места недостаточно для удержания веса СПГТ от обрыва трубы под собственным весом, в результате чего СПГТ может упасть на забой скважины, или при создании избыточного давления на забое скважины, фиксаторы могут, также, сорваться, при этом СПГТ могут быть выброшены из скважины.
Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является разработка устройства подвеса СПГТ, конструкция которого позволит безопасно производить его установку, а также надежно фиксировать саму трубу в устьевом оборудовании скважины.
Поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в повышении надежности устройства подвеса СПГТ за счет ее посадки в седле, предотвращающим ее падение на забой под собственным весом, и закрепления стопорной гайкой, предотвращающей возможный выброс трубы под избыточным давлением на забое, закрепленной на резьбе в корпусе устройства.
Указанный технический результат достигается тем, что устройство подвеса сталеполимерной гибкой трубы, состоит из корпуса с центральным каналом, в средней части корпуса расположено седло, в верхней части которого выполнена резьба, на дне седла установлено нижнее резиновое уплотнение, на нижнем резиновом уплотнении размещена полая цанга-фитинг с хвостовиком и штуцером, поверх полой цанги-фитинга установлено верхнее резиновое уплотнение, на хвостовик надета стопорная гайка и вкручена по резьбе во внутреннюю поверхность центрального канала корпуса выше седла, при этом нижняя часть корпуса выполнена в виде фланца, в нижней торцевой части фланца и в верхнем торце корпуса выполнены радиальные кольцевые канавки под стальные уплотнительные кольца и отверстия под шпильки, во фланце корпуса размещен обратный клапан и каналы для опрессовки, при этом полая цанга-фитинг оснащена накидной гайкой и прижимным кольцом для жесткого соединения со сталеполимерной гибкой трубой.
На фиг. 1 схематично приведена конструкция устройства; на фиг. 2 - схема сборки полой цанги-фитинга и крепления к ней СПГТ.
Устройство содержит корпус 1 с центральным каналом 2. В средней части корпуса расположено седло 3, в верхней части которого выполнена резьба 4. В нижней части седла 3 установлено нижнее резиновое уплотнение 5. На нижнем резиновом уплотнении 5 размещена полая цанга-фитинг 6 с хвостовиком 7 и штуцером 8. Полая цанга-фитинг 6 для жесткого соединения со СПГТ 9 оснащена накидной гайкой 10 и прижимным кольцом 11.
Поверх полой цанга-фитинга 6 установлено верхнее резиновое уплотнение 12. На хвостовик 7 надета стопорная гайка 13 и вкручена по резьбе 4 во внутреннюю поверхность центрального канала 2 корпуса 1 выше седла 3.
При этом нижняя часть корпуса 1 выполнена в виде фланца 14. В нижней торцевой части фланца 14 и в верхнем торце корпуса 1 выполнены радиальные кольцевые канавки 15 под стальные уплотнительные кольца. Причем во фланце 14 корпуса 1 размещен обратный клапан 16 и выполнены каналы для опрессовки 17.
Устройство монтируют следующим образом.
На крестовину фонтанной арматуры устанавливают корпус 1 устройства. При помощи колтюбинговой установки спускают СПГТ 9, на верхний конец которой крепят полую цангу-фитинг 6. Жестко соединяют полую цангу-фитинг 6 со СПГТ 9 при помощи накидной гайки 10 и прижимного кольца 11. После того как полая цанга-фитинг 6 посажена в седло 3, на хвостовик 7 накидывают стопорную гайку 13, которую закручиваются в корпусе 1 устройства, фиксируя полую цангу-фитинг 6 от осевого (вертикального) перемещения.
Устройство работает следующим образом.
Добываемый из скважины газ поступает по ЦЛК и ОЛК на устье скважины, где посредством основной и дополнительной крестовин фонтанной арматуры направляется в газосборный коллектор. В случае возникновения внештатной ситуации стопорная гайка закрепленная на резьбе в корпусе устройства предотвращает осевые перемещения трубы, а резиновые уплотнения, расположенные ниже и выше полой цанги-фитинга, обеспечивают герметичность узла.