ХВОСТОВИК

Полезная модель относится к нефтедобывающей области и может найти применение в скважинах с повышенным содержанием песка и образованием песчаной пробки, для борьбы с вредным влиянием песка и шлама на работу скважинного оборудования.
Известен погружной насос, снабженный в нижней части хвостовиком с центральным каналом, имеющим выходы в зону кольцевого канала, и установленной на хвостовике с возможностью ограниченного осевого перемещения манжетой в виде опрокинутого стакана для отделения нижней части обсадной трубы от кольцевого канала, причем на хвостовике закреплена сообщенная с его центральным каналом трубка, нижний конец которой расположен на уровне перфорационных отверстий, а также с целью уменьшения выпадения осадка в кольцевом зазоре, площадь внутреннего отверстия трубки и центрального канала в хвостовике больше площади кольцевого канала на 10-15% (А.с. СССР №468033 кл. F04b 47/06, опубл. 15.04.75 г). Указанное устройство по технической сущности близко к предлагаемому хвостовику и его можно взять в качестве прототипа.
Недостатком известного устройства является то, что при демонтаже осевшие в кольцевом зазоре механические примеси поступают на забой скважины, отгибая уплотняющую поверхность эластичной самоуплотняющейся манжеты, вследствие чего механические примеси могут перекрыть перфорационные отверстия, что приведет к понижению производительности скважин, увеличению затрат на капитальный и текущий ремонты. Кроме того, при подъеме в кольцевом зазоре, при отсутствии механических примесей, над манжетой остается откачиваемая жидкость. В связи с тем, что площадь внутреннего отверстия трубки и центрального канала в хвостовике больше площади кольцевого канала на 10-15%, т.е. работает принцип диффузора, увеличивается скорость потока жидкости с механическими примесями, которые попадают в насос, а не оседают в кольцевом зазоре над эластичной самоуплотняющейся манжетой. Это может привести к уменьшению срока службы глубинного насоса, уменьшению наработки на отказ внутрискважинного оборудования.
Технической задачей заявляемой полезной модели является повышение надежности скважинного оборудования, лучший вынос механических примесей на поверхность, стравливание жидкости при демонтаже над эластичной самоуплотняющейся манжетой и тарелкой в нижнюю трубу, исключение образования осадка и засорения перфорационных отверстий скважины механическими примесями.
Поставленная техническая задача решается описываемым хвостовиком, содержащим нижнюю трубу, нижний патрубок, на котором установлена эластичная самоуплотняющаяся манжета с нижним, гибким буртиком, отводы.
Новым является то, хвостовик содержит тарелку, выполненную со сквозным отверстием по центру в виде усеченного конуса, выпуклой или вогнутой и установленной на верхнем патрубке, а нижний патрубок выполнен с противопесочными отверстиями на расстоянии от нижней муфты большей, чем толщина «Н» эластичной самоуплотняющейся манжеты, верхний патрубок выполнен с противопесочными отверстиями, расположенными на расстоянии от верхней муфты большей, чем толщина «S» тарелки, при этом эластичная самоуплотняющаяся манжета выполнена с верхним буртиком, выполненным выгнутым, а отводы расположены под углом а от 20° до 70° к верхней трубе, причем площадь поперечного сечения отводов меньше, чем соответствующая площадь кольцевого зазора, а верхняя труба снабжена заглушкой.
Предлагаемая полезная модель поясняется чертежом, где:
- на фиг.1 изображен описываемый хвостовик, в разрезе.
Хвостовик содержит нижнюю трубу 1, в которой выполнен центральный канал 2, нижний патрубок 3, на котором установлена эластичная самоуплотняющаяся манжета 4, перекрывающая поперечное сечение обсадной колонны 5. Верхний буртик 6 эластичной самоуплотняющейся манжеты 4 выполнен выгнутым. Такой верхний буртик 6 предназначен для лучшего выноса песка, чтобы при подъеме хвостовика между обсадной колонной 5 и эластичной самоуплотняющейся манжетой 4 не высыпались твердые частицы, находящиеся в кольцевом зазоре 7 над эластичной самоуплотняющейся манжетой 4. Верхний буртик 6 предназначен также для выдерживания эластичной самоуплотняющейся манжетой 4 нагрузки от веса механических частиц и жидкости при подъеме хвостовика. Нижний, гибкий буртик 8 эластичной самоуплотняющейся манжеты 4 направлен в сторону высокого давления и обеспечивает дополнительное уплотнение за счет давления среды в процессе эксплуатации. На нижнем патрубке 3 на определенном расстоянии от нижней муфты 9, равном больше толщины «Н» эластичной самоуплотняющейся манжеты 4, выполнены противопесочные отверстия 10 для перепуска жидкости из кольцевого зазора 7 при демонтаже хвостовика. Для лучшего выноса механических частиц, находящихся в кольцевом зазоре 7 хвостовик снабжен тарелкой 11, имеющей сквозное отверстие по центру. Тарелка 11 может быть выполнена различной конструкции, например выпуклой, вогнутой, в виде усеченного конуса и т.д. Тарелка 11 устанавливается на верхний патрубок 12, снабженный верхней муфтой 13 и противопесочными отверстиями 14 для перепуска жидкости из кольцевого зазора 7 при подъеме хвостовика. Противопесочные отверстия 14 располагаются на расстоянии от верхней муфты 13, равном больше толщины «S» тарелки 11. В зависимости от объема механических частиц в пластовой жидкости необходимо устанавливать тарелки 11 с патрубками и муфтами последовательно до нескольких штук. Верхняя труба 15 соединяется с верхним патрубком 12 соединительной муфтой 16, а с насосным оборудованием (на фигуре не показано) присоединительной резьбой 17. С верхней трубой 15 соединяются неразъемно (например, сваркой и др.) отводы 18 и 19 с каналами 20 и 21. Отводы 18 и 19 располагаются под углом α от 20° до 70° к верхней трубе 15. В случае если угол α<20° или α>70°, эффективность осаждения механических частиц в кольцевом зазоре 7 снижается. Количество отводов 18 и 19 варьируется в пределах от 1 до 6 шт. Площадь поперечного сечения отводов 18 и 19 меньше, чем соответствующая площадь кольцевого зазора 7, что приведет к увеличению выпадения осадка в кольцевом зазоре 7. Для того чтобы пластовая жидкость проходила по каналам 20 и 21 верхняя труба 15 снабжена заглушкой 22. Обсадная колонна 5 содержит перфорационные отверстия 23, которые располагаются на уровне мощностей продуктивного пласта 24.
Устройство работает следующим образом.
Пластовая жидкость поступает из продуктивного пласта 24 через перфорационные отверстия 23 в скважину. При работе насоса (на фигуре не показан) пластовая жидкость движется по центральному каналу 2 с большей скоростью, чем по обсадной колонне 5, благодаря чему предупреждается накопление механических частиц в обсадной колонне 5 в зоне перфорационных отверстий 23. Далее пластовая жидкость через каналы 20 и 21 поступает в кольцевой зазор 7. Тяжелые крупные частицы оседают в кольцевом зазоре 7, а легкие имеют возможность пройти в насос; часть застревает в фильтре насоса. При демонтаже хвостовика осевшие в кольцевом зазоре 7 механические частицы препятствуют движению эластичной самоуплотняющейся манжеты 4 и смещают ее до упора с нижней муфтой Р. Пластовая жидкость, находившаяся над эластичной самоуплотняющейся манжетой 4 в кольцевом зазоре 7, стравливается через противопесочные отверстия 10. Тарелка 11 также смещается до упора с верхней муфтой 13. Пластовая жидкость, находившаяся над тарелкой 11, стравливается через противопесочные отверстия 14. Если над эластичной самоуплотняющейся манжетой 4 и тарелкой 11 находятся механические частицы, то они забиваются в противопесочные отверстия 10 и 14 соответственно, в результате чего отсепарированные механические частицы остаются в кольцевом зазоре 7 и поднимаются на поверхность вместе с хвостовиком. Возможен вариант установки в скважине хвостовика без присоединения к насосу, т.е. стационарно.
Преимущества хвостовика - в отсутствии специального механизма приведения эластичной самоуплотняющейся манжеты в действие, что упрощает конструкцию, и в возможности оставления хвостовика в скважине без внутрискважинного оборудования, т.е. возможности работы как стационарного устройства. Хвостовик способствует увеличению скорости движения пластовой жидкости, что обеспечивает лучший вынос песка на поверхность с забоя скважины и предотвращение осыпания песка на забой скважины, тем самым не снижает поступление жидкости в скважину. Благодаря хвостовику снижаются затраты на проведение ремонтных работ по промывке скважины или другим видам очистки призабойной зоны скважины от механических частиц. Применение хвостовика в скважинах, осложненных пескопроявлением, позволяет увеличить межремонтный период скважины. Увеличивается срок службы насоса, т.к. он защищен от вредного влияния механических частиц, что в конечном итоге, приведет к снижению себестоимости добычи нефти за счет увеличения наработки на отказ внутрискважинного оборудования.