КОМПЛЕКС ДЛЯ МЕХАНИЧЕСКОЙ ДОБЫЧИ НЕФТИ С ПОВЫШЕННЫМ СОДЕРЖАНИЕМ СЕРОВОДОРОДА (ВАРИАНТЫ)

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к комплексу для добычи нефти с повышенным содержанием сероводорода с защитой эксплуатационной колонны от разрушения под воздействием сероводорода после освоения скважины.
Известен комплект скважинного оборудования для негерметичной эксплуатационной колонны, включающий колонну труб, пакер и насосную установку с электроцентробежным и струйным насосами, RU №76965 U1, Е21В 43/00, 2008.10.10.
Известно оборудование для эксплуатации верхнего и нижнего пластов в одной скважине, включающее колонну труб, струйный насос, пакер, циркуляционные клапаны, тепловые компенсаторы, посадочные узлы в виде ниппелей, RU №76964 U1, Е21В 43/00, 2008.10.10.
Известен пакер с кабельным вводом, содержащий вал, трубу, закрепленную на кронштейнах, и кабельный канал, размещенный между валом и трубой, RU №77634 U1, Е21В 33/12, 2008.10.27.
Известна трехпакерная установка для одновременно-раздельной закачки рабочего агента в три пласта, содержащая эксплуатационную колонну труб, пакеры, струйный насос, запорные клапаны, циркуляционные клапаны, тепловые компенсаторы, RU №77899 U1, Е21В 43/14, Е21В 33/12, 2008.11.10.
Известна установка для одновременно-раздельной эксплуатации по двухлифтовой колонне труб двух пластов в одной скважине, включающая колонну труб, струйный насос, пакер, циркуляционные клапаны, тепловой компенсатор, посадочные узлы в виде ниппелей, разъединитель, и дополнительную колонну труб в виде безмуфтовых труб, RU №76968 U1, Е21В 43/14, 2008.10.10.
В известных установках не предусмотрены устройства для защиты эксплуатационной колонны от разрушения при воздействии сероводорода при добыче нефти с высокой концентрацией сероводорода.
Известен комплекс добычи нефти с повышенным содержанием сероводорода, включающий насосно-компрессорные трубы, пакер, съемный обратный клапан, расположенный под пакером, насосную установку, включающую электроцентробежный и струйный насосы при размещении струйного насоса над электроцентробежным, и циркуляционный клапан, RU №77637 U1, Е21В 43/00, 2008.10.27.
Данное техническое решение принято в качестве «ближайшего аналога» настоящей полезной модели.
В комплексе «ближайшего аналога» колонна труб и оборудование, спущенное в скважину и работающее в условиях добычи нефти с повышенным содержанием сероводорода, защищены от его воздействия выполнением в пакере каналов и установкой в них газоотводной трубки от струйного насоса и трубки для подвода ингибиторной жидкости, однако в комплексе «ближайшего аналога» участок эксплуатационной колонны ниже насосной установки, особенно при эксплуатации в глубоких скважинах, будет находиться под воздействием сероводорода и разрушаться.
В основу настоящей полезной модели положено решение задачи, позволяющей повысить эксплуатационные качества оборудования, работающего при добыче нефти с повышенным содержанием сероводорода, защитить эксплуатационную колонну от разрушения при воздействии сероводорода после освоения скважины и расширить функциональность комплекса.
Технический результат настоящей полезной модели заключается в выполнении в комплексе пенала из материала стойкого к сероводороду, в размещении в нем насосной установки и пакера с кабельным вводом с возможностью установки под пеналом гидравлического якоря (вариант 2).
Согласно полезной модели (варианты 1 и 2) эта задача решается за счет того, что комплекс включает насосно-компрессорные трубы, пакер, съемный обратный клапан, расположенный под пакером, насосную установку, включающую электроцентробежный и струйный насосы при размещении струйного насоса над электроцентробежным, и циркуляционный клапан.
Комплекс содержит пенал. Пенал образован безмуфтовыми трубами, выполнен из материала стойкого к сероводороду, установлен на дополнительной колонне труб, расположен выше циркуляционного клапана. Пенал содержит насосную установку, установленную в него посредством насосно-компрессорных труб, пакер с кабельным вводом, устанавливаемый в пенал на устье, сбивной клапан, размещенный между струйным насосом и пакером с кабельным вводом, и кабель, проходящий через пакер с кабельным вводом к электроцентробежному насосу. Между электроцентробежным и струйным насосами насосной установки расположен механический компенсатор длины кабеля (варианты 1 и 2).
Комплекс содержит ингибиторный клапан, установленный над циркуляционным клапаном, и тепловой компенсатор, установленный между ингибиторным клапаном и пеналом. Циркуляционный клапан, ингибиторный клапан, тепловой компенсатор, дополнительная колонна труб и пенал, спускаемые на насосно-компрессорных трубах после распакеровки пакера, выполненного гидравлическим, размещены последовательно (вариант 1).
Комплекс содержит ингибиторный клапан, установленный над циркуляционным клапаном, тепловой компенсатор, установленный над ингибиторным клапаном, и гидравлический якорь, установленный между тепловым компенсатором и пеналом. Циркуляционный клапан, ингибиторный клапан, тепловой компенсатор, гидравлический якорь, дополнительная колонна труб и пенал, спускаемые на насосно-компрессорных трубах после распакеровки пакера, выполненного гидравлическим, размещены последовательно (вариант 2).
Заявителем не выявлены источники, содержащие информацию о техническом решении, идентичном признакам, приведенным в формуле настоящей полезной модели, это определяет, по мнению заявителя, соответствие полезной модели критерию «новизна».
Сущность полезной модели поясняется чертежами:
на фиг.1 - Комплекс общий вид, схематично (вариант 1);
на фиг.2 - Комплекс общий вид, схематично (вариант 2).
Комплекс (варианты 1 и 2) включает:
Насосно-компрессорные трубы - 1.
Гидравлический пакер - 2.
Съемный обратный клапан - 3.
Клапан-отсекатель - 4.
Разъединитель - 5.
Циркуляционный клапан - 6.
Ингибиторный клапан - 7.
Тепловой компенсатор - 8.
Дополнительную колонну труб - 9.
Пенал - 10.
Насосная установка (в пенале 10) - 11,
электроцентробежный насос (установки 11) - 12,
струйный насос (установки 11) - 13,
механический компенсатор длины кабеля (установки 11) - 14.
Сбивной клапан (в пенале 10) - 15.
Пакер с кабельным вводом (в пенале 10) - 16.
Кабель (в пенале 10) - 17.
Комплекс (вариант 2) включает:
Гидравлический якорь - 18.
Комплекс (варианты 1 и 2) состоит из воронки, ниппеля, в который может устанавливаться съемный обратный клапан 3, нижнего гидравлического пакера 2, второго ниппеля, в который может устанавливаться клапан-отсекатель 4, и разъединителя 5. Выше разъединителя 5 установлен циркуляционный клапан 6, ингибиторный клапан 7, тепловой компенсатор 8 и дополнительная колонна труб 9 необходимой длины.
На дополнительной колонне труб 9 установлен пенал 10.
Пенал 10 образован безмуфтовыми трубами, выполнен из материала стойкого к сероводороду.
В пенале 10 расположены насосная установка 11, сбивной клапан 15, пакер с кабельным вводом 16 и кабель 17.
Насосная установка 11 установлена в пенал 10 посредством насосно-компрессорных труб и содержит электроцентробежный 12 и струйный 13 насосы. Между электроцентробежным 12 и струйным 13 насосами расположен механический компенсатор длины кабеля 14.
Пакер с кабельным вводом 16 устанавливают в пенал 10 на устье. Сбивной клапан 15 размещен между струйным насосом 13 и пакером с кабельным вводом 16.
Кабель 17 проходит через пакер с кабельным вводом 16 к электроцентробежному насосу 12.
Комплекс (вариант 1) содержит ингибиторный клапан 7, установленный над циркуляционным клапаном 6 и тепловой компенсатор 8.
Тепловой компенсатор 8 установлен между ингибиторным клапаном 7 и пеналом 10.
Комплекс (вариант 2) содержит ингибиторный клапан 7, установленный над циркуляционным клапаном 6, тепловой компенсатор 8, установленный над ингибиторным клапаном 7, и гидравлический якорь 18.
Гидравлический якорь 18 установлен между тепловым компенсатором 8 и пеналом 10.
Циркуляционный клапан 6, ингибиторный клапан 7, тепловой компенсатор 8, гидравлический якорь 18 (вариант 2), дополнительная колонна труб 9 и пенал 10 размещены последовательно и установлены с помощью насосно-компрессорных трубах 1 после распакеровки гидравлического пакера 2.
Установку комплекса и работу с ним осуществляют следующим образом.
В заглушенную жидкостью скважину на инструменте из труб спускают воронку, ниппель для съемного обратного клапана 3, гидравлический пакер 2, второй ниппель для клапан-отсекателя 4 и разъединитель 5 до уровня перфорации в скважине.
Спускают по насосно-компрессорным трубам 1 съемный обратный клапан 3 и подают жидкость под давлением в лифт. Гидравлический пакер 2 пакеруется. Проверяют герметичность установки гидравлического пакера 2 по затрубному пространству. Затем удаляют съемный обратный клапан 3 из ниппеля и спускают во второй ниппель клапан-отсекатель 4.
Отсоединяют инструмент при помощи разъединителя 5 и поднимают его на устье. Затем осуществляют спуск ответной части разъединителя 5 с установленными циркуляционным клапаном 6, ингибиторным клапаном 7, тепловым компенсатором 8, дополнительной колонной труб 9 и пеналом 10 при помощи насосно-компрессорных труб и пакера с кабельным вводом 16. Пакер с кабельным вводом 16 устанавливают в пенал 10 на устье.
Соединяются разъединителем 5 с гидравлическим пакером 2. Делают замещение в затрубном пространстве жидкости глушения на ингибиторную жидкость по насосно-компрессорным трубам 1, при этом клапан-отсекатель 4 закроется, а циркуляционный клапан 6 откроется. До устья скважина заполнена ингибиторной жидкостью. Давлением в затрубье закрывают циркуляционный клапан 6. Обвязывают устье и производят запуск электроцентробежного насоса 12.
После запуска электроцентробежного насоса 12 автоматически открывается клапан-отсекатель 4, идет добыча нефти.
Для смены электроцентробежного насоса 12 сбивают палец сбивного клапана 15. Подают давление жидкости через насосно-компрессорные трубы 1 на клапан-отсекатель 4, закрывая его. При этом автоматически открывается циркуляционный клапан 6 и ингибиторная жидкость из затрубного пространства вытесняется жидкостью глушения (пресная вода). Производят срыв пакера с кабельным вводом 16 и извлекают электроцентробежный насос 12 из скважины. После замены электроцентробежного насоса 12 пакер с кабельным вводом 16 спускают в пенал 10, пакеруют и цикл повторяется.
При работе комплекса в глубоких скважинах, когда длина дополнительной колонны труб 9 может достигать 2000-2500 м, нагрузка 10 при этом на гидравлический пакер 2 может составить более 40 тс и дополнительная колонна труб 9 теряет устойчивость, устанавливают под пеналом 2 гидравлический якорь 18 (вариант 2).
После соединения разъединителем 5 гидравлического пакера 2 и спуске пенала 10 подают давление в дополнительную колонну труб 9 и срабатывает гидравлический якорь 18. Гидравлический якорь 18 несет нагрузку от веса пенала 10, который в силу большого диаметра устойчив на своей длине. Срыв гидравлического якоря 18 проводят осевым натяжением насосно-компрессорных труб 1.
Наличие дополнительной колонны труб 9, пенала 10 и гидравлического якоря 18 (вариант 2) позволяет повысить эксплуатационные качества и защитить эксплуатационную колонну от разрушения при воздействии сероводорода после освоения скважины.
Выполнение пенала 10 в виде безмуфтовых труб из материала стойкого к сероводороду, установка пенала 10 на дополнительной колонне труб 9 и размещение в нем насосной установки 11 и пакера с кабельным вводом 16 позволяет повысить эксплуатационные качества оборудования, работающего при добыче нефти с повышенным содержанием сероводорода.
Последовательное размещение в комплексе циркуляционного клапана 6, ингибиторного клапана 7, теплового компенсатора 8, гидравлического якоря 18 (вариант 2), дополнительной колонны труб 9 и пенала 10 расширяет его функциональность.
Предложенный комплекс, включает оборудование, широко применяемое в нефтегазодобывающей промышленности и проведение опытных испытаний обусловливают, по мнению заявителя, его соответствие критерию «промышленная применимость».