Шарнирное соединение подвески насосно-компрессорных труб для арматуры устья скважины

Предлагаемое техническое решение (полезная модель) - «шарнирное соединение подвески насосно-компрессорных труб для арматуры устья скважины» (дале по тексту - шарнирное соединение) относится к изделиям нефтяного машиностроения. Шарнирное соединение может быть использовано при механизированой добыче нефти из нефтяных скважин, а именно: при эксплуатации глубоких скважин, скважин с протяженными горизонтальными участками стволов и глубиной спуска насосного оборудования на нассно-компрессорных трубах (НКТ) более 3000 м, например, с установоками электроцентробежных насосов (УЭЦН). НКТ воспринимают при спуске и эксплуатации УЭЦН в скважине сложные механические растягивающие, изгибающие и знакопеременные нагрузки. Слабым и наиболее уязвимым узлом, в компоновке внутрискважинного оборудованя с УЭЦН, является резьбовое соединение на границе верхней части спущеных в скважину НКТ и планшайбы, которая является элементом арматуры устья скважины.
Известные к настоящему времени технологии и технические средства для соединения планшайбы, оснащенной кабельным вводом, используют подвестные патрубки, котроые изготавливают из новых НКТ или из специальных трубных заготовок. При этом для повышения межремонтного периода работы (МРП) внутрискважинного оборудования, в том числе и подвесных патрубков, их покрывают аникоррозионным материалом или для патрубков используют заготовки труб с повшенной толщиной стенки и механической прочности [1]. Однако этих мер и известных технических решений является не достаточно для безаварийной работы подвески НКТ с УЭЦН и случаи разрушений подвесных патрубков, с последующим «полетом» насосного внутрискважинного оборудования на забой скважины, в практике механизированной добычи не является единичными. Затраты времени на ликвидацию аварии, с привлечением бригад по капитальному ремонту скважин (КРС), и извлечению аварийного внутрискважинного оборудования, исчисляются десятками суток, а материальный ущерб от аварии, - миллионами рублей. В этой связи необходимость предупреждения аварийных ситуаций, путем совершенствования технических средств подвески насосно-компрессорных труб на арматуре устья скважины, является фактом очевидным.
Известны технические решения, которые могут быть рекомендованы для подвески спущенного в скважину насосного оборудования УЭЦН на НКТ, например, по классу МПК Е21В 17/05 RU №№2236548; 2170322; 2135743. Однако они не отвечают, в полной мере, требованиям безаварийных работ при спуске внутрискважинного оборудования, соединению НКТ с планшайбой устьевой арматуры, при наличии в ней бронированного кабеля, а также могут отказывать (разрушаться) при длительной добыче нефти из скважины механизированным способом. Вероятность аварийной ситуации с элементами подвески УЭЦН возрастает, с увеличением продолжительности работы насосного оборудования в скважине, особенно в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах, а также в солепроявляющих, скважинах с коррзионно-агрессивными флюидами пласта. Это явление проявляется при длительном контакте внутрискважинного оборудования с эксплуатационной колонной, в результате которого кристаллы солей и механических примесей заполняют свободное кольцевое пространство скважины и препятствуют «страгиванию» внутрискважинного оборудования при попытке его извлечения (подъема) из скважины. При этом усложнена и технология включения подвесного патрубка в подвеску арматуры устья скважины, требующая вращения планшайбы.
По результатам проведенных патентных исследований по рассматриваемой теме, выявлено наиболее близкое техническое решение -«шарнирное соединение», защищенное патентом RU №2271430 [2].
Шарнирное соединение - прототип [2] содержит корпус, неподвижную и подвижную полумуфты, имеющие сферические поверхности, при этом подвижная полумуфта на сферической части снабжена перфорированными отверстиями, а также в корпусе размещены винты, входящие в глухие отверстия подвижной сферической части полумуфты. Подвижная и неподвижная части полумуфт снабжены резьбами, которые совместимы с резьбами НКТ.
Недостатком известного технического решения по патенту [2] является то, что «шарнирное соединение» прототипа предназначенно для встраивания (включения) в компоновку НКТ на искривленных участках стволов скважин и не может, без соответствующей конструктивной доработки, использовано, как альтернтива, подвесному патрубку между НКТ и планшайбой устьевой арматуры. Это вызвано ограниченной степенью «свободы» работы самого шарнирного соединения, не обеспечивающего изгиб в шарнире в произвольной плоскости, а также имеют место технологические трудности, вызванные необходимостью вращения вокруг своей оси планшайбы с кабельным вводом при монтажных работах на устье нефтяной скважины. Кроме этого есть риски саморазвинчивания (ослабления) цилиндрического резьбового соединения деталей шарнирного соединения.
Задачей предлагаемого технического решения является обеспечение надежного соединения верхней муфты спущенной подвески НКТ с планшайбой устьевой (фонтанной) арматуры и исключения негативных изгибающих моментов и дополнительных механических напряжений в сечении резьбовых соеднений при длительной эксплуатации скважины. Кроме этого, выявлена необходимость, путем разработки новых конструктивных решений, обспечить упрощение технологии включения (монтажа) шарнирного соединения между муфтой НКТ и планшайбы арматуры устья скважины.
Решение поставленной задачи достигается тем, что, в цилиндрическом корпусе предлагаемого шарнирного соединения выполен ложемент сферической формы, в котором размещен, с возможностью вращения вокруг продольной оси и ограниченного углового смещения нижний ниппель, оснащенный в верхней части головкой шарообразной формы, плотно прилегающей к внутренней поверхности сферического ложемента корпуса. При этом нижний конец ниппеля выведен за пределы цилиндрического корпуса и оснащен наружной резьбой, совместимой по размерам с резьбой НКТ. На противопложной стороне цилиндрического корпуса на резьбе установлен верхний ниппель, имеющий сферический ложемент, с возможностью плотного прилегания к сферической поверхности головки нижнего ниппеля. Причем, в ложементе верхнего ниппеля, предусмотрена канавка, с уплотнительным кольцом, а в верхней части ниппеля выполнена резьба, совместимая с резьбой на планшайбе, что обеспечивает возможность независимого относительно друг друга вращения верхнего и нижнего ниппелей при выполнении монтажных работ. На поверхности верхнего ниппеля установлена контрайка, соизмеримая с наружным диаметром цилиндрического корпуса.
Шарнирное соединение подвески насосно-компрессорных труб для арматуры устья скважины по настоящему техническому предложению показано на прилагаемой к описанию фигуре и включает в себя следующие выделенные для понимания конструктивные элементы:
1 - цилиндрический корпус;
2 - сферическая головка нижнего ниппеля;
3 - нижний ниппель;
4 - верхний ниппель;
5 - контргайка;
6 - уплотнительное кольцо;
7 - резьбовая часть нижнего ниппеля для соединения с муфтой НКТ;
8 - резьбовая часть верхнего ниппеля для соединения с планшайбой;
Dн - наружный диаметр цилиндрического корпуса;
dв - внутренний диаметр шарнирного соединения;
β - параметр угла прекоса осей шарнирного соединеия;
Сфера R - параметр радиуса сферы шарнирного соединения.
Работа шарнирного соединения подвески насосно-компрессорных труб для арматуры устья скважины в собранном виде заключается в последовательном соединении его резьбовых соединений сначала с резьбой планшайбы 8, а затем нижней резьбой 7 с верхней муфтой НКТ. Причем, при наличии кабеля в предусмотренном для этих целей отверстии планшайбы (не показано) передачу крутящего момента для свинчивания с верхней муфтой НКТ произволят вращением нижнего ниппеля 3, а его головка 2 свободно проворачивается в обильно смазанных резьбовой смазкой ложементах цилиндрического корпуса 1 и верхнего ниппеля 4. Нижний ниппель 3, с шарообразной головкой в верхней части 2, имеет возможность при работе отклоняться от оси корпуса 1 на угол β=4°…5°, а также проворачиваться на все 360° в ложементах корппуса 1 и верхнего ниппеля 4. При сборке шарнирного соединения в заводских условиях технологические зазоры, между шаровой поверхностью сферической головки 2 и поверхностью ложементов на цилиндрическом корпусе 1 и ниппелем 4, назначают с учетом расчетных осевых нагрузок на шарнирный узел. Положение верхнего ниппеля 4 фиксируют коннтргайкой 5. После монтажных работ шарнирного соединения, и сближения планшайбы с пьедесталом арматуры устья скважины, происходит вынужденное выравнивание осей (НКГ-планшайба) поворотом головки нижнего ниппеля в ложементе цилиндрического корпуса с эффетом обнуления избибающих моментов в резьбовых соединениях.
Конкретные конструктивные размеры Dн, dв, R, а также типоразмеры резьбовых соединений определяют с учетом: внутреннего диаметра скважины, типоразмера НКТ и массы подвески внутрискважинного оборудования, типоразмера силового кабеля для работы погбужного электродвигателя, арматуры устья скважины, глубины спуска насосного оборудования, а также дебита скважины.
Источники информации
1. Л.Г. Чичеров. Нефтепромысловые машины и механизмы. Учебное пособие для вузов - М.: Недра, 1983. 312 с.
2. Патент RU 2271430 С2, Е21В 17/05.