ПРОТЕКТОР
PROTECTOR

Изобретение относится к области горного дела, в частности к нефтегазодобывающей промышленности, и может быть использовано как для защиты изоляции токопроводящих элементов силового кабеля и технологического кабеля, так и капиллярной трубки от механических повреждений в процессе спуска в скважину или подъема из скважины подвески насосно-компрессорных труб с установкой электроцентробежного насоса и исключить использование защитной брони токопроводящих элементов и капиллярной трубки, в том числе для наклонно-направленных и для горизонтальных скважин.
Известны протекторы для защиты силового кабеля, содержащие корпуса из эластичных материалов, буртики под размер муфт и насосно-компрессорных труб, элементы крепления [RU 2204685 C27 E21B 17/10, 47/01. 20.05.2003], [SU 334402 A 22.02.1972].
Недостатками известных протекторов являются сложность конструкции, сложность в изготовлении, неудобства при монтаже и демонтаже на устье скважины и их техническая невозможность защитить изоляцию токопроводящих элементов и капиллярную трубку без защитной брони.
Известен протектор для защиты силового кабеля в скважине, содержащий гнездо и паз для размещения силового кабеля, отражатели для взаимодействия с внутренним каналом эксплуатационной колонны, канал для обхвата насосно-компрессорных труб [RU 2250345 C1 Е21В 17/10. 20.04.2005 г.].
Недостатками известного протектора являются техническая невозможность защитить изоляцию токопроводящих элементов без защитной брони, неудобства при монтаже и демонтаже на устье скважины из-за жесткости бронированного силового кабеля, технологического кабеля и капиллярной трубки, а также ненадежность в процессе эксплуатации.
Задача изобретения состоит в исключении защитной брони как токопроводящих элементов, так и капиллярной трубки в обеспечении защиты изоляции токопроводящих элементов и капиллярной трубки в процессе их движения в канале эксплуатационной колонны при спуске в скважину или подъеме из скважины подвески насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом, в сокращении элементной базы конструкции протектора, в повышении технологичности при изготовлении, в удобстве использования при монтаже и демонтаже в полевых условиях на устье скважины, в увеличении надежности при эксплуатации и в обеспечении конкурентоспособности протектора.
По мнению автора, повреждение изоляции как токопроводящих элементов силового кабеля и технологического кабеля, так и капиллярной трубки происходит при механических контактах с внутренним каналом эксплуатационной колонны защитной брони, через которую разрушается изоляция токопроводящих элементов и капиллярной трубки.
То есть защитная броня в канале эксплуатационной колонны является причиной разрушения изоляции токопроводящих элементов и капиллярной трубки при спуске в скважину или подъеме из скважины подвески насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом, так как из-за своей толщины защитная броня увеличивает габаритные размеры бронированных элементов в сечении, ограничивает зазоры между протектором с бронированными токопроводящими элементами и капиллярной трубкой и внутренним каналом эксплуатационной колонны, что в свою очередь ограничивает прохождение подвески насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом в канале эксплуатационной колонны из-за габаритных размеров бронированных элементов.
Для решения вышеизложенной задачи изобретения необходимо исключить механические контакты токопроводящих элементов и капиллярной трубки, размещенных в гнездах протектора, с внутренним каналом эксплуатационной колонны, исключить смещение протектора относительно наружной поверхности насосно-компрессорной трубы и обеспечить вращательное направление протектора с токопроводящими элементами и капиллярной трубкой относительно поверхности насосно-компрессорных труб при механических взаимодействиях, ударах, зацепах во внутреннем канале эксплуатационной колонны при спуске в скважину или подъеме из скважины подвески насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом, в том числе в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах.
Технический результат достигается тем, что протектор для защиты силового кабеля в скважине, содержащий гнездо и паз для размещения силового кабеля, отражатели для взаимодействия с внутренним каналом эксплуатационной колонны, канал для обхвата насосно-компрессорной трубы, отличающийся тем, что торцы протектора выполнены под углом α относительно поверхности насосно-компрессорной трубы, на наружной поверхности протектора эксцентрично относительно радиуса отражателей выполнена трапецеидальная канавка с радиальными резьбовыми отверстиями и установлен трапецеидальный кольцевой сектор, причем центр радиуса отражателей смещен относительно осей координат X и Y насосно-компрессорной трубы, в канале протектора выполнена камера с кольцевой канавкой и установлено упругое разрезное кольцо с буртиком на наружной поверхности и радиальными отверстиями под стопорные винты, при этом с одной стороны разрезного кольца выполнена левая винтовая поверхность с заостренными вершинами, с противоположной стороны правая винтовая поверхность с возможностью фиксации на поверхности обхвата насосно-компрессорной трубы упругого разрезного кольца при ввинчивании стопорных винтов через радиальные резьбовые отверстия протектора и радиальные отверстия разрезного кольца и фиксации токопроводящих элементов и капиллярной трубки через трапецеидальный кольцевой сектор в соответствующих гнездах, выполненных в пазу протектора.
На фиг.1 изображен установленный протектор для защиты изоляции токопроводящих элементов силового кабеля, технологического кабеля и капиллярной трубки, при эксплуатации в скважине зафиксированный на наружной поверхности насосно-компрессорной трубы.
На фиг.2 - разрез А-А на фиг.1.
На фиг.3 изображен монтаж протектора с токопроводящими элементами силового кабеля, технологического кабеля и с капиллярной трубкой на наружную поверхность насосно-компрессорной трубы, например, на устье скважины.
На фиг.4 - сечение Б-Б на фиг.3.
На фиг.5 - вид В на фиг.4.
Протектор для защиты изоляции токопроводящих элементов как силового кабеля, технологического кабеля, так и капиллярной трубки содержит:
- эксплуатационную колонну 1,
- внутренний канал 2 эксплуатационной колонны 1,
- насосно-компрессорную трубу 3,
- соединительную муфту 4 насосно-компрессорной трубы 3,
- наружную поверхность 5 насосно-компрессорной трубы 3,
- муфту 6 для соединения труб эксплуатационной колонны 1,
- протектор 7,
- паз 8, выполненный в протекторе 7,
- наружную поверхность 9 протектора 7,
- стопорные винты 10,
- отражатели 11,
- технологический кабель 12,
- токопроводящие элементы силового кабеля 13,
- капиллярную трубку 14,
- гнездо 15 для размещения технологического кабеля 12,
- гнездо 16 для размещения токопроводящих элементов силового кабеля 13,
- гнездо 17 для размещения капиллярной трубки 14,
- трапецеидальную канавку с радиальными резьбовыми отверстиями 18, выполненную эксцентрично на наружной поверхности 9 протектора 7, относительно отражателей 11,
- трапецеидальный кольцевой сектор 19,
- паз 20, выполненный в трапецеидальном кольцевом секторе 19,
- торцевые поверхности труб 21 эксплуатационной колонны 1,
- торцевые поверхности 22 протектора 7, выполненные под углом α относительно наружной поверхности 5 насосно-компрессорной трубы 3,
- канал 23 протектора 7 для обхвата наружной поверхности 5 насосно-компрессорной трубы 3, (фиг.2, фиг.3, фиг.4),
- камеру 24, выполненную в канале 23 протектора 7,
- упругое разрезное кольцо 25 (фиг.5),
- радиальные отверстия 26, выполненные в упругом разрезном кольце 25,
1
- величину смещения (E) 27 центра радиуса отражателей 11 протектора 7 относительно координаты Y насосно-компрессорной трубы 3,
2
- величину смещения (Е) 28 центра радиуса отражателей 11 протектора 7, относительно координаты X насосно-компрессорной трубы 3,
- радиус 29 внутреннего канала 2 эксплуатационной колонны 1,
- радиус 30 отражателей 11 протектора 7,
- левую винтовую поверхность с заостренными вершинами 31, выполненную в упругом разрезном кольце 25,
- правую винтовую поверхность с заостренными вершинами 32, выполненную в упругом разрезном кольце 25,
- буртик на наружной поверхности 33 упругого разрезного кольца 25,
- кольцевая канавка 34, выполненная в камере 24 канала 23,
- радиус 35 отражателей 11 трапецеидальной кольцевой канавки 18.
В стационарных условиях после изготовления элементов протектора сборку выполняют следующим образом.
В камеру 24 через кольцевую канавку 34, выполненные в канале 23 протектора 7, в сжатом состоянии устанавливается упругое разрезное кольцо 25 с буртиком на наружной поверхности 33, совмещая радиальные отверстия 26 с резьбовыми отверстиями под стопорные винты 10 в трапецеидальной канавке 18 протектора 7.
В трапецеидальную канавку 18 радиусом 35, выполненную эксцентрично на наружной поверхности 9 протектора 7 относительно радиуса 30 отражателей 11, заводят трапецеидальный кольцевой сектор 19 и его фиксируют стопорными винтами 10 через резьбовые отверстия протектора 7 и радиальные отверстия 26 упругого разрезного кольца 25.
В полевых условиях при монтаже протектора, например, на устье скважины для защиты изоляции, как токопроводящих элементов, так и капиллярной трубки элементы протектора взаимодействуют следующим образом.
На наружную поверхность 5 насосно-компрессорной трубы 3 через канал 23 свободно вручную устанавливают протектор 7.
Механизированным ключом на устье скважины насосно-компрессорную трубу 3 свинчивают с соединительной муфтой 4.
Капиллярная трубка 14 размещается в гнезде 17, а технологический кабель 12 и токопроводящие элементы силового кабеля 13 размещаются в соответствующих гнездах 15 и 16, выполненных в пазу 8 протектора 7 (фиг.1, фиг.2, фиг.3).
Технологический кабель 12, токопроводящие элементы силового кабеля 13, капиллярная трубка 14, размещенные в соответствующих гнездах 15, 16, 17, выполненные в пазу 8 протектора 7, закрывают трапецеидальным кольцевым сектором 19, перемещающимся в трапецеидальной канавке 18 радиусом 35, выполненной эксцентрично на наружной поверхности 9 протектора 7 относительно радиуса 30 отражателей 11.
Протектор совместно с технологическим кабелем 12, с токопроводящими элементами силового кабеля 13 и с капиллярной трубкой 14 может устанавливаться как под соединительной муфтой 4, так и над соединительной муфтой 4, а также на определенном расстоянии от соединительных муфт 4 на наружной поверхности 5 насосно-компрессорной трубы 3.
Для фиксации протектора 7 через упругое разрезное кольцо 25 на наружной поверхности 5 насосно-компрессорной трубы 3 ввинчивают стопорные винты 10, установленные в трапецеидальной канавке 18 протектора 7 через радиальные отверстия 26, выполненные в упругом разрезном кольце 25.
В результате взаимодействия стопорных винтов 10 с наружной поверхности 5 насосно-компрессорной трубы 3 через упругое разрезное кольцо 25 с буртиком на наружной поверхности 33, установленное в камере 24 через кольцевую канавку 34, протектор 7 через радиальные отверстия 26, выполненные в упругом разрезном кольце 25, фиксируется на поверхности упругого разрезного кольца 25, а упругое разрезное кольцо через левую 31 и правую 32 винтовые поверхности с заостренными вершинами фиксируется на наружной поверхности 5 насосно-компрессорной трубы 3.
При этом стопорные винты 10, проходящие через радиальные отверстия 26, выполненные в упругом разрезном кольце 25, исключают угловые смещения протектора 7 относительно наружной поверхности 5 насосно-компрессорной трубы 3.
В динамическом положении при спуске в скважину или при подъеме из скважины, в том числе в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах, подвески насосно-компрессорных труб с зафиксированным протектором 7 на наружной поверхности 5 насосно-компрессорной трубы 3 и с размещенными токопроводящими элементами силового кабеля 13, технологического кабеля 12 и капиллярной трубки 14 в соответствующих гнездах 16, 15 и 17, элементы протектора взаимодействуют следующим образом.
Как при спуске, так и при подъеме подвески насосно-компрессорных труб во внутреннем канале 2 эксплуатационной колонны 1 с электроцентробежным насосом, с токопроводящими элементами силового кабеля 13, с технологическим кабелем 12 и с капиллярной трубкой 14, размещенные в соответствующих гнездах 16, 15 и 17 протектора 7, в зонах соединения труб эксплуатационной колонны 1 с муфтами 6 для соединения труб эксплуатационных колонн торцевые поверхности труб 21 могут быть не соосны (см. ГОСТ 632-80 «Трубы обсадные и муфты к ним, например, п.2.17), что проводит к зацеплениям протекторов за торцевые поверхности труб, к ударам и механическим контактам отражателей 11 протектора 7 с внутренним каналом 2 эксплуатационной колонны 1 особенно в зонах искривления эксплуатационной колонны 1 в скважине, и в наклонно-направленных или горизонтальных скважинах.
Так как торцевые поверхности 22 протектора 7 выполнены под углом α относительно наружной поверхности 5 насосно-компрессорной трубы 3 или торцевых поверхностей труб 21 эксплуатационной колонны 1 усилие от зацеплений, ударов, механических контактов будут направлены на вращение протектора 7 относительно наружной поверхности 5 насосно-компрессорной трубы 3.
1
2
Дополнительно наличие в протекторе 7 величины смещения 28 (E) 27 центра радиуса 30 отражателей 11 относительно оси координат Y насосно-компрессорной трубы 3 или центра радиуса 29 внутреннего канала 2 эксплуатационной колонны 1, а также величины смещения (Е) 28 центра радиуса 30 отражателей 11 относительно оси координат X насосно-компрессорной трубы 3 или центра радиуса 29 внутреннего канала эксплуатационной колонны 1 при механических контактах отражателей 11 протектора 7 с внутренним каналом 2 эксплуатационной колонны 1 или ударах, зацеплениях отражателей 11 протектора 7 с торцевыми поверхностями труб 21, соединенных муфтой 6, обеспечивается направление усилий от механических контактов, ударов и зацеплений протектора в направлении вращательного движения протектора 7 относительно наружной поверхности 5 насосно-компрессорной трубы 3, тем самым вышеизложенным исключается смещение протектора 7 по наружной поверхности 5 насосно-компрессорной трубы 3 и обеспечивается его постоянное положение как при спуске подвески насосно-компрессорных труб в скважину, так и при подъеме подвески насосно-компрессорных труб из скважины через левую 31, правую 32 винтовые поверхности с заостренными вершинами, выполненные в упругом разрезном кольце 25 и взаимодействующие с наружной поверхностью 5 насосно-компрессорной трубы 3.
Кроме вышеизложенного смещение центра радиуса 30 отражателей 11 протектора 7 относительно осей координат X и Y насосно-компрессорной трубы 3 позволяет в зоне отражателей обеспечить расположение токопроводящих элементов силового кабеля 13, технологического кабеля 12 и капиллярной трубки 14, зафиксировать их трапецеидальным кольцевым сектором 19 в протекторе 7 и обеспечить защиту изоляции при спускоподъемных операциях в скважине, в том числе в наклонно-направленных и в горизонтальных скважинах.
В процессе подъема из скважины подвески насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом, с токопроводящими элементами силового кабеля, технологического кабеля и с капиллярной трубкой для демонтажа протектора 7 необходимо через паз 20, выполненный в трапецеидальном кольцевом секторе 19, вывинтить стопорные винты 10, открыть паз 8 протектора 7, перемещением в трапецеидальной канавке 18 трапецеидального кольцевого сектора 19 и удалить токопроводящие элементы силового кабеля 13, технологический кабель 12 и капиллярную трубку 14 из гнезд 16, 15, 17, снять протектор 7 с наружной поверхности 5 насосно-компрессорной трубы 3.
Предложенное новое техническое решение протектора для защиты как изоляции токопроводящих элементов от механических повреждений, так и капиллярной трубки в процессе их движений в канале эксплуатационной колонны при спуске в скважину, в том числе для наклонно-направленных и для горизонтальных скважин, или подъеме из скважины подвески насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом отличается от известных технических решений новизной, технологично в изготовлении, удобно при монтаже и демонтаже на устье скважины, надежно в процессе эксплуатации, конкурентоспособно, и его использование в производстве обеспечит положительный технико-экономический эффект, в том числе за счет исключения брони токопроводящих элементов, капиллярной трубки, уменьшения их жесткости и массы.