КОМПЛЕКС ДЛЯ МЕХАНИЧЕСКОЙ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА С ПОВЫШЕННЫМ СОДЕРЖАНИЕМ СЕРОВОДОРОДА

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к комплексу при эксплуатации его в условиях повышенного содержания сероводорода.
Известно оборудование для эксплуатации скважины, содержащее колонну насосно-компрессорных труб, скважинный насос, пакер, с установленной на нем газоотводной трубкой, снабженной клапаном, SU №1601350 А1, Е21В 43/00, 1990.10.23.
Известен комплект скважинного оборудования, включающий колонну труб, пакер и насосную установку с электроцентробежным и струйным насосами, RU №76965 U1, E21B 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, E21B 43/00, 2008.10.10.
Известна установка, содержащая эксплуатационную колонну труб, пакеры, струйный насос, запорные клапаны, циркуляционные клапаны, тепловые компенсаторы, RU №77899 U1, E21B 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, E21B 43/14, 2008.10.10.
В известных установках не предусмотрены устройства для защиты эксплуатационной колонны от разрушения при добыче нефти с высокой концентрацией сероводорода.
Известна установка Шарифова для эксплуатации скважины, включающая оборудование, спущенное и установленное в скважину на колонне труб, содержащее пакер, образующий надпакерную и подпакерную зоны и выполненный со сквозным каналом, газоотводное устройство, скважинную камеру с клапаном и насосную установку, RU №2300668 С2, F04D 13/10, 2007.06.10.
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, E21B 43/00, 2008.10.27.
Известен комплекс для механической добычи нефти с повышенным содержанием сероводорода, включающий насосно-компрессорные трубы, пакер, воронку со срезным седлом для бросового шарика, ниппель для съемного обратного клапана, расположенный под пакером, клапан-отсекатель, расположенный над пакером, разъединитель, пенал, выполненный из материала стойкого к сероводороду, насосную установку, включающую электроцентробежный и струйный насосы при размещении струйного насоса над электроцентробежным насосом, кабель, проходящий к электроцентробежному насосу от устья скважины, и компенсатор длины кабеля, установленные в пенал, ингибиторный клапан, тепловой компенсатор и циркуляционный клапан, RU №84457 U1, Е21В 43/00, 10.07. 2009.
Данное техническое решение принято в качестве ближайшего аналога настоящей полезной модели.
Недостатками ближайшего аналога являются.
Пенал ближайшего аналога удерживается пакером с кабельным вводом, установка пакера в пенал требует высокой квалификации рабочих и достаточных усилий на устье для запакеровки и является трудоемкой операцией.
В ближайшем аналоге спуск колонны насосно-компрессорных труб на пакере снижает надежность проведения установочных работ, поскольку сухари, удерживающие колонну насосно-компрессорных труб, могут сломаться или сорваться.
Установка сбивного клапана в ближайшем аналоге и размещение его под пакером с кабельным вводом не является надежным средством соединения трубного пространства колонны насосно-компрессорных труб с пространством пенала. Бросание металлического предмета для срезания пальца клапана может привести к тому, что среза не произойдет и предмет останется в колонне насосно-компрессорных труб, в этом случае необходима повторная попытка для его извлечения из колонны насосно-компрессорных труб, чтобы можно было провести замену ингибиторной жидкости на жидкость глушения.
В основу настоящей полезной модели положено решение задачи, позволяющей увеличить надежность оборудования при спуске в скважину и подъеме из нее, при эксплуатации и при проведении ремонтных работ, повысить срок службы оборудования и безопасность эксплуатации, в том числе экологической безопасности.
Технический результат настоящей полезной модели заключается в установке с фиксированием в опоре разъединителя клапан-отсекателя автоматического с замком, в выполнении в комплексе клапанного устройства управления, включающего параллельно размещенные ингибиторный клапан и клапан-отсекатель автоматический, в размещении в пенале устройства кабельного ввода и циркуляционного клапана, в выполнении циркуляционного клапана с тягой при соединении ее с узлом управления циркуляционным клапаном, в установке циркуляционного клапана в пенале под устройством кабельного ввода, в соединении устройства кабельного ввода с пеналом в его верхней части резьбовым соединением, в соединении узла управления циркуляционным клапаном с устройством кабельного ввода резьбовым соединением и в установке опрессовочного ниппеля над узлом управления циркуляционным клапаном.
Согласно полезной модели эта задача решается за счет того, что комплекс включает насосно-компрессорные трубы, пакер, воронку со срезным седлом для бросового шарика, ниппель для съемного обратного клапана, расположенный под пакером, клапан-отсекатель, расположенный над пакером, разъединитель, пенал, выполненный из материала стойкого к сероводороду, насосную установку, включающую электроцентробежный и струйный насосы при размещении струйного насоса над электроцентробежным насосом, кабель, проходящий к электроцентробежному насосу от устья скважины, и компенсатор длины кабеля, установленные в пенал, ингибиторный клапан, тепловой компенсатор и циркуляционный клапан.
Комплекс содержит клапанное устройство управления, включающее параллельно размещенные ингибиторный клапан и клапан-отсекатель автоматический, объединенные одним корпусом, и установленное над разъединителем.
В опоре разъединителя зафиксирован клапан-отсекатель, выполненный автоматическим и снабженный замком.
В пенале в верхней его части выполнено устройство кабельного ввода с нижним и верхним вводами, между которыми образована полость, заполненная неэлектропроводным материалом, для размещения кабелей, и установлен циркуляционный клапан, расположенный ниже устройства кабельного ввода.
Циркуляционный клапан снабжен тягой, проходящей внутри устройства кабельного ввода и соединенной с узлом управления циркуляционным клапаном.
Узел управления циркуляционным клапаном размещен на колонне насосно-компрессорных труб и соединен с устройством кабельного ввода резьбовым соединением.
Над узлом управления циркуляционным клапаном установлен опрессовочный ниппель с возможной установкой в него обратного клапана.
Тепловой компенсатор установлен между клапанным устройством управления и пеналом.
Компенсатор длины кабеля в пенале расположен над струйным насосом.
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, где изображены:
на фиг.1 - Комплекс общий вид, разрез;
на фиг.2 - Размещение оборудования комплекса от воронки до пенала, разрез;
на фиг.3 - Размещение оборудования в пенале до циркуляционного клапана, разрез;
на фиг.4 - Размещение оборудования в пенале от циркуляционного клапана и оборудования после пенала, разрез;
на фиг.5 - Устройство кабельного ввода, разрез.
Комплекс включает:
Насосно-компрессорные трубы - 1.
Воронка со срезным седлом для бросового шарика - 2.
Ниппель для съемного обратного клапана - 3.
Пакер - 4.
Разъединитель (колонны насосно-компрессорных труб 1) - 5,
опора (разъединителя 5) - 6.
Клапан-отсекатель автоматический с замком - 7.
Клапанное устройство управления - 8,
ингибиторный клапан (устройства 8) - 9,
клапан-отсекатель автоматический (устройства 8) - 10.
Тепловой компенсатор - 11.
Пенал - 12,
электроцентробежный насос (в пенале 12) - 13,
кабель (к насосу 13) - 14,
струйный насос (в пенале 12) - 15,
компенсатор длины кабеля (выше насоса 13) - 16,
циркуляционный клапан (в пенале 12) - 17,
устройство кабельного ввода (в пенале 12) - 18.
Узел управления циркуляционным клапаном (над устройством 18) - 19.
Тяга (клапана 17 для узла 19) - 20.
Опрессовочный ниппель (над узлом 19) - 21.
Нижний ввод (устройства 18) - 22.
Верхний ввод (устройства 18) - 23.
Кабели (между разъемами 22 и 23) - 24.
Полость, заполненная неэлектропроводным материалом (между вводами 22 и 23) - 25.
Комплекс включает насосно-компрессорные трубы 1, пакер 4, воронку 2 со срезным седлом для бросового шарика, ниппель 3 для съемного обратного клапана, клапан-отсекатель автоматический с замком 7, разъединитель 5, клапанное устройство управления 8 с ингибиторным клапаном 9 и клапан-отсекателем автоматическим 10, тепловой компенсатор 11, пенал 12 с устройством кабельного ввода 18, с циркуляционным клапаном 17, с насосной установкой и с кабелем 14, узел управления циркуляционным клапаном 19 и опрессовочный ниппель 21.
Ниппель 3 для съемного обратного клапана расположен под пакером 4.
Клапан-отсекатель автоматический с замком 7 расположен над пакером 4.
Разъединитель 5, в опоре которого фиксируется клапан-отсекатель автоматический с замком 7.
Клапанное устройство управления 8 содержит ингибиторный клапан 9 и клапан-отсекатель автоматический 10, которые размещены параллельно и объединены одним корпусом. Клапанное устройство управления 8 установлено над разъединителем 5.
Тепловой компенсатор 11 установлен над клапанным устройством управления 8.
Пенал 12 выполнен из материала стойкого к сероводороду.
В пенале 12 размещены устройство кабельного ввода 18, циркуляционный клапан 17, насосная установка, кабель 14 и компенсатор длины кабеля 16.
Устройство кабельного ввода 18 выполнено с нижним 22 и верхним 23 вводами, между которыми образована полость 25, заполненная неэлектропроводным материалом, для размещения кабелей 24.
Циркуляционный клапан 17 расположен ниже устройства кабельного ввода 18 и снабжен тягой 20. Тяга 20 проходит внутри устройства кабельного ввода 18.
Насосная установка включает электроцентробежный 13 и струйный 15 насосы. Струйный насос 15 размещен над электроцентробежным насосом 13. Кабель 14 проходит от устья скважины и подключен к электроцентробежному насосу 13. Компенсатор длины кабеля 16 расположен над струйным насосом 15.
Узел управления циркуляционным клапаном 19 соединен с устройством кабельного ввода 18 резьбовым соединением и связан тягой 20 с циркуляционным клапаном 17.
Опрессовочный ниппель 21 предназначен для установки в него обратного клапана и установлен над узлом управления циркуляционным клапаном 19.
Установку комплекса и работу с ним осуществляют следующим образом.
На колонне насосно-компрессорных труб 1 спускают в скважину воронку 2 со срезным седлом для бросового шарика, ниппель 3 для съемного обратного клапана, пакер 4 и разъединитель 5. Спуск осуществляют до выбранной отметки установки пакера 4.
Подают давление по колонне насосно-компрессорных труб 1 до срезания седла с находящимся в нем шариком, проверяют герметичность установки пакера 4 давлением жидкости по затрубью.
Спускают съемный обратный клапан в ниппель 3 в случае негерметичности установки пакера 4.
Подают большее давление по колонне насосно-компрессорных труб 1 до получения герметичности пакера 4.
Поднимают из ниппеля 3 на устье съемный обратный клапан.
Проводят спуск по колонне насосно-компрессорных труб 1 клапан-отсекателя 7 автоматического с замком и фиксирование его в опоре 6 разъединителя 5.
Отсоединяют колонну насосно-компрессорных труб 1 от опоры 6 разъединителя 5 и поднимают ее на устье.
Спускают в скважину ответную часть разъединителя 5, клапанное устройство управления 8 и тепловой компенсатор 11 и пенал 12.
Пенал 12 устанавливают в клинья на устье и спускают в него последовательно электроцентробежный насос 13 с кабелем 14, струйный насос 15, компенсатор длины кабеля 16, циркуляционный клапан 17 с тягой 20 и устройство кабельного ввода 18.
К нижнему вводу 22 устройства кабельного ввода 18 присоединяют кабель 14.
Устройство кабельного ввода 18 соединяют с пеналом 12 резьбовым соединением.
Узел управления циркуляционным клапаном 19 соединяют с тягой 20 циркуляционного клапана 17.
На устройство кабельного ввода 18 последовательно навинчивают узел управления циркуляционным клапаном 19, опрессовочный ниппель 21 и колонну насосно-компрессорных труб 1.
Кабель 14 присоединяют к верхнему вводу 23 устройства кабельного ввода 18.
Снимают пенал 12 с клиньев.
Спускают пенал 12, узел управления циркуляционным клапаном 19, опрессовочный ниппель 21 и колонну насосно-компрессорных труб 1 в скважину до срабатывания разъединителя 5.
В опрессовочный ниппель 21 спускают обратный клапан и спрессовывают колонну насосно-компрессорных труб 1 на герметичность, поднимают обратный клапан и обвязывают устье.
Жидкость глушения в затрубье заменяют ингибиторной жидкостью, для чего подают ингибиторную жидкость в колонну насосно-компрессорных труб 1, при открытом циркуляционном клапане 17, при этом закрывается автоматически клапан-отсекатель с замком 7, а клапан-отсекатель 10 клапанного устройства управления 8 открывается и жидкость поступает в затрубье, в это время ингибиторный клапан 9 закрыт.
Закрывают циркуляционный клапан 17.
В опрессовочный ниппель 21 устанавливают обратный клапан.
Запускают электроцентробежный насос 13. Клапан-отсекатель автоматический с замком 7 открывается и пропускает нефть к электроцентробежному насосу 13, комплекс работает, скважину выводят на режим.
В процессе разгазировки нефти струйный насос 15 забирает газ из пенала 12 и направляет в колонну насосно-компрессорных труб 1, уменьшая удельный вес добываемой жидкости и облегчая работу электроцентробежного насоса 13.
Затрубье заполнено ингибиторной жидкостью и ингибиторный клапан 9 клапанного устройства управления 8 пропускает ингибиторную жидкость в колонну насосно-компрессорных труб 1 под электроцентробежный насос 13, защищая от коррозии колонну насосно-компрессорных труб 1 изнутри.
Для смены оборудования комплекса, находящегося выше разъединителя, необходимо заглушить скважину. Для глушения скважины заменяют ингибиторную жидкость на жидкость глушения (можно применять пресную воду), для чего снимают обратный клапан из опрессовочного ниппеля 21 (инструментом на канатной технике через лубрикатор), открывают циркуляционный клапан 17 путем воздействия через тягу 20 от узла управления циркуляционным клапаном 19.
Через колонну насосно-компрессорных труб 1 закачивают жидкость глушения в пенал 12, при этом открывается клапан-отсекатель автоматический 10 клапанного устройства управления 8, а клапан-отсекатель автоматический с замком 7 закрываются автоматически давлением. После замены жидкостей разгерметизируют устье и, отсоединившись от пакера 4, комплекс поднимают. Клапан-отсекатель автоматический с замком 7, настроенный на необходимый перепад давлений, заглушает пласт совместно со статическим столбом жидкости глушения.
Установка клапан-отсекателя автоматического с замком позволяет устанавливать его после запакеровки гидравлического пакера, обеспечивая саму запакеровку, и снимать его при необходимости глушения пласта с целью срыва пакера для его замены, кроме того, позволяет настроить клапан-отсекатель с замком на открытие таким образом, что разница давления открытия его плюс давление статического столба жидкости над ним выше пластового давления с установленным коэффициентом запаса, а это дает возможность проводить замену оборудования расположенного выше разъединителя без глушения пласта и даже на пресной воде, которая не поступает в подпакерную зону и препятствует открытию клапан-отсекателя автоматического с замком, а при запуске скважины в работу, после включения насосной установки и создания ею депрессии, клапан-отсекатель автоматический с замком открывается и пропускает флюид в зону работы насосной установки, тем самым обеспечивается увеличение надежности при установке комплекса в скважину и при смене оборудования.
Установка клапанного устройства управления с клапан-отсекателем автоматическим в паре с ингибиторным клапаном и при участии клапан-отсекателя автоматического с замком, позволяет осуществлять замену ингибиторной жидкости на жидкость глушения и обратно по трубному пространству лифта, совместно работая с открытым циркуляционным клапаном, связанным тягой с узлом его управления, при этом клапан-отсекатель автоматический с замком под давлением закачиваемой жидкости закрыт, ингибиторный клапан закрыт, а клапан-отсекатель автоматический в установке клапанного устройства управления открывается и пропускает жидкость в затрубье, а после запуска насосной установки клапан-отсекатель автоматический закрывается депрессией, создаваемой насосной установкой, и давлением столба ингибиторной жидкости в затрубье, и держит перепад давлений, на который он настроен, а автоматический клапан-отсекатель с замком открывается, пропуская флюид, и вместе с ним открывается ингибиторный клапан, пропуская ингибиторную жидкость из затрубья в лифт. Такая схема двух автоматических клапанов, работающих в противоположные стороны, и ингибиторного клапана, работающего на пропуск жидкости из затрубья в лифт, организуют надежную работу при замене жидкостей во время ремонта скважины, подачу ингибиторной жидкости в процессе работы комплекса, обеспечивает защиту от коррозии колонны насосно-компрессорных труб изнутри и повышает надежность оборудования комплекса.
Установка на колонне насосно-компрессорных труб узла управления циркуляционным клапаном, выполнение в пенале устройства кабельного ввода и размещение в пенале циркуляционного клапана, снабженного тягой, проходящей внутри устройства кабельного ввода и соединенной с узлом управления циркуляционным клапаном, обеспечивают надежность спуска в скважину комплекса, надежную, безопасную замену жидкости глушения на ингибиторную жидкость и обратно по лифту, одновременно обеспечивая экологическую безопасность.
Выполнение в пенале устройства кабельного ввода с нижним и верхним вводами, между которыми образована полость для размещения кабелей, заполненная неэлектропроводным материалом, обеспечивает безопасность работы комплекса за счет отсутствия скруток кабеля в зоне с добываемой агрессивной жидкостью.
Соединение устройства кабельного ввода с пеналом резьбовым соединением значительно увеличивает надежность соединения и дальнейшего спуска в скважину комплекса.
Установка опрессовочного ниппеля на колонне насосно-компрессорных труб в верхней ее части позволяет спустить на канатной технике обратный клапан и опрессовать лифтовую колонну на герметичность, не воздействуя большим давлением на оборудование, установленное ниже его, а также исключить воздействие гидростатического столба жидкости после остановки насосной установки, что повышает надежность работы оборудования.
Предложенный комплекс, включает оборудование, широко применяемое в нефтегазодобывающей промышленности и проведение опытных испытаний обусловливают, по мнению заявителя, его соответствие критерию «промышленная применимость».