УСТРОЙСТВО НИЗА СТАЛЕПОЛИМЕРНОЙ БЕЗМУФТОВОЙ ГИБКОЙ ТРУБЫ ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ БЕЗ ГЛУШЕНИЯ

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к конструкции сталеполимерной безмуфтовой гибкой трубы (СПГТ), а именно к компоновке низа СПГТ в процессе эксплуатации скважины на поздней стадии разработки месторождений, без ее глушения.
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, а для этого в скважине следует установить центральную лифтовую колонну (ЦЛК), которая представляет собой трубу меньшего диаметра, концентрически 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 для этого 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 для перевода скважин, в том числе, обводненных, на эксплуатацию по двум лифтовым колоннам, содержащее основную лифтовую колонну, центральную лифтовую колонну, нижнюю часть фонтанной арматуры с надкоренной задвижкой, а также устьевую обвязку с управляющим комплексом контроля и управления работой скважины, имеется спускоподъемное устройство и инжектор, в качестве центральной лифтовой колонны использована гибкая полимерная, в том числе армированная, труба, имеется двухкамерный герметизатор, состоящий из верхней камеры с двумя гидравлическими полостями (открывающей и закрывающей), имеется превентор, на начало и конец центральной лифтовой колонны герметично установлены, соответственно, верхний и нижний наконечники, к нижнему наконечнику жестко и герметично присоединен управляемый клапан, установленный между объемами основной и центральной лифтовых колонн, имеется пробка, в пробке и в верхнем наконечнике выполнены узлы жесткого разъемного аксиального взаимного сопряжения, имеется технологическая штанга, в технологической штанге и в пробке выполнены узлы жесткого разъемного аксиального взаимного сопряжения, имеется радиальный трубодержатель центральной лифтовой колонны (с радиальными крепежными элементами) [Пат. 128896 РФ; опубл. 10.06.2013].
Недостатком данного устройства является недостаточная надежность работы управляемого клапана вследствие его конструктивных особенностей (трехпозиционная конструкция), который не будет выполнять свои функциональные задачи по переменному открытию и закрытию после длительной эксплуатации скважины из-за попадания в него механических примесей, выносимых потоком газа из скважины.
Помимо этого недостаточное центрирование СПГТ в вертикально-искривленных или наклонных скважинах, что влияет на надежность работы скважины, в частности при извлечении из скважины исследовательского оборудования или глубинных приборов.
Кроме того, недостатком устройства является сложность присоединения СПГТ к нижнему концевому элементу для присоединения к нему управляемого клапана, заключающееся в запрессовывание нижнего концевого элемента к трубе.
Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является разработка устройства низа СПГТ, конструкция которого позволит технологично производить попеременное перекрытие и открытие проходного отверстия СПГТ.
Поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в повышении технологической надежности устройства за счет временного перекрытия его проходного отверстия разрывной мембраной с последующим восстановлением проходного отверстия после разрыва мембраны под действием избыточного давления, создаваемого в СПГТ, и в повторном перекрытии проходного отверстия шаром, сбрасываемым с устья скважины и садящимся в посадочное седло, а также за счет центрирования центральной лифтовой колонны (ЦЛК) в основной лифтовой колонне (ОЛК).
Указанный технический результат достигается тем, что устройство низа сталеполимерной безмуфтовой гибкой трубы для эксплуатации скважин без глушения, состоит из последовательно размещенных на сталеполимерной безмуфтовой гибкой трубе цанга-фитингового устройства, пружинного центратора и направляющей воронки, при этом цанга-фитинговое устройство включает корпус со вставным штуцером и хвостовиком, прижимное кольцо и накидную гайку, направляющая воронка с посадочным седлом состоит из двух частей - верхней с посадочным седлом и нижней, между которыми размещена разрывная мембрана, нижняя часть направляющей воронки выполнена сферической формы, а на входном отверстии выполнены фаски, верхняя и нижняя части направляющей воронки соединены между собой болтами, при этом направляющая воронка накручена на хвостовик корпуса цанга-фитингового устройства, пружинный центратор свободно размещен между цанга-фитинговым устройством и направляющей воронкой, а сталеполимерная безмуфтовая гибкая труба плотно надета на штуцер корпуса цанга-фитингового устройства и закреплена с помощью прижимного кольца и накидной гайки цанга-фитингового устройства.
На фиг. 1 схематично приведена конструкция устройства низа сталеполимерной безмуфтовой гибкой трубы в момент перекрытия проходного отверстия целостной разрывной мембраной; на фиг. 2 - монтажная схема сборки заявляемого устройства; на фиг. 3 приведена конструкция устройства в момент перекрытия посадочного седла, сбрасываемым с устья скважины, шаром.
Устройство низа сталеполимерной безмуфтовой гибкой трубы для эксплуатации скважин без глушения состоит из последовательно размещенных на СПГТ 1 цанга-фитингового устройства 2, пружинного центратора 3 и направляющей воронки 4.
Цанга-фитинговое устройство 2 включает корпус 5 со вставным штуцером 6 и хвостовиком 7, прижимное кольцо 8 и накидную гайку 9.
Направляющая воронка 4 состоит из двух частей - верхней, с выполненным в ней посадочным седлом 10 под шар, и нижней. Между этими частями размещена разрывная мембрана 11. Нижняя часть направляющей воронки 4 выполнена сферической формы, а на входном отверстии выполнены фаски 12. Верхняя и нижняя части направляющей воронки 4 соединены между собой болтами 13. При этом направляющая воронка 4 накручена на хвостовик 7 корпуса 5 цанга-фитингового устройства 2.
Пружинный центратор 3 свободно размещен между цанга-фитинговым устройством 2 и направляющей воронкой 4.
СПГТ 1 плотно надета на штуцер 6 корпуса 5 цанга-фитингового устройства 2 и закреплена с помощью прижимного кольца 8 и накидной гайки 9.
Устройство монтируют следующим образом.
На нижний конец СПГТ 1, спускаемой в скважину, надевают прижимное кольцо 8 и накидную гайку 9. В нижний конец СПГТ 1 плотно вставляют штуцер 6 корпуса 5. Затем, на место соединения цанга-фитингового устройства 2 со СПГТ 1 накидывают прижимное кольцо 8 и закрепляют место соединения накидной гайкой 9.
Во внутреннюю полость верхней части направляющей воронки 4 ниже посадочного седла 10 размещают разрывную мембрану 11, поджимают ее нижней частью направляющей воронки и скрепляют верхнюю и нижнюю части болтами 12.
На хвостовик 7 корпуса 5 до присоединения к нему направляющей воронки 4 снизу вставляют пружинный центратор 3.
После чего накручивают на хвостовик 7 направляющую воронку 4 в собранном виде с установленной в ней разрывной мембраной 11, прижимая пружинный центратор 3 к цанга-фитинговому устройству 2.
Собранное и смонтированное устройство на СПГТ 1 спускают в скважину под давлением до проектной глубины с помощью колтюбинговой установки и спускоподъемного механизма (не показано) через наземное колтюбинговое оборудование - инжектор, герметизатор, блок превенторов, и через устьевое оборудование - надкоренную задвижку, узел подвеса, крестовину, коренную задвижку (не показано).
Устройство работает следующим образом.
В скважину, находящуюся под давлением, спускают СПГТ 1, низ которой оборудован заявляемым устройством, в котором проходное отверстие перекрыто мембраной 11, до проектной глубины. При этом седло 10 заявляемого устройство остается свободным, то есть шаром (не показано) не перекрыто. На устье скважины создают избыточное давление, посредством которого производят разрыв мембраны 11, восстанавливая связь забоя скважины с устьем.
Добываемый из скважины газ поступает по СПГТ 1, выполняющую роль ЦЛК, через разорванную мембрану 11 на устье скважины и далее направляется потребителю. Пружинный центратор 3 обеспечивает размещение СПГТ 1 по центру скважины, позволяя потоку газа и выносимой с ним жидкости и механических примесей выносится по центральной оси скважины без абразивного износа СПГТ 1.
В процессе проведения каких-либо ремонтных работ на скважине, в скважину с устья сбрасывают шар (не показан), который садится в седло 10 направляющей воронки 4, перекрывая проходное отверстие СПГТ 1 и при необходимости в СПГТ 1 дополнительно закачивают жидкость глушения. После завершения ремонтных работ созданием повышенной депрессии на пласт осуществляют удаление шара из СПГТ 1.
Для извлечения СПГТ 1 в нее с устья скважины аналогично сбрасывают шар, перекрывающий проходное отверстие СПГТ 1, позволяя провести ее извлечение под давлением.
В случае спуска в скважину глубинных приборов при их последующем подъеме размещение СПГТ 1 по центру, по оси скважины, вместе с наличием направляющей воронки 4 позволяет спущенным глубинным прибором без труда войти во внутреннюю полость СПГТ 1.
Таким образом, заявленное устройство повышает надежность и эффективность работы скважины.
Причинно-следственная связь заявленного устройства между существенными признаками заявляемого технического решения и техническим результатом заключается в том, что совокупность элементов устройства и их последовательность позволит обеспечить надежность и эффективность работы скважины с большим зазором между ЦЛК и ОЛК (с диаметрами между 89 мм и 150 мм) без ее глушения и без переподъема, что позволит снизить материально-технические затраты.