Муфта для перепуска газа скважины

 

Полезная модель относится к нефтедобыче, а именно, к устройству, используемому при однолифтовой схеме с использованием штангового глубинного насоса. Технический результат заключается в легком соединении НКТ разных диаметров с одновременным обеспечением газоотвода. Указанный технический результат достигается благодаря тому, что разработана муфта для перепуска газа из скважины, содержащая верхнее соединение для соединения с насосно-компрессорной трубой большего диаметра; нижнее соединение для соединения с насосно-компрессорной трубой меньшего диаметра; расширение, вокруг части нижнего соединения для соединения с патрубком, имеющим упомянутый больший диаметр; канал для от вода сопутствующих газов, состоящий из продольной и поперечной частей; причем продольная часть канала для отвода сопутствующих газов муфты проходит от верха муфты до уровня соединения муфты с патрубком; поперечная часть канала для отвода сопутствующих газов муфты проходит от нижнего конца продольной части канала для отвода сопутствующих газов до упомянутого расширения. 3 н.п. ф-лы, 2 фиг.

Область техники, к которой относится полезная модель.

Полезная модель относится к нефтедобыче, а именно, к устройству, используемому при однолифтовой схеме с использованием штангового глубинного насоса.

Уровень техники.

В настоящее время нефтяными компаниями Российской Федерации активно используются технологии по одновременно-раздельной добычи нефти. Среди используемых различных схем наиболее часто применяется однолифтовая схема с использованием штангового глубинного насоса, для «отсечения» пластов используются пакера.

Недостатки данной схемы:

1. Отсутствует контроль за параметрами пласта отсеченного пакером (нижнего).

2. Отсутствует техническая возможность утилизации газа выделяющегося в подпакерной зоне и негативно влияющего на работу штангового глубинного насоса.

Отсутствует возможность подачи в подпакерную зону деэмульгаторов, ингибиторов.

При этом в уровне техники известны следующие решения.

Известно, выбранное в качестве прототипа, устройство для перепуска газа из межтрубного пространства в колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) раскрытое в патенте RU 2303124. Изобретение относится к подземному скважинному оборудованию и может быть использовано при эксплуатации, освоении, глушении и промывке вертикальных, наклонных и горизонтальных нефтедобывающих скважин при работах, связанных с перепуском газа из межтрубного пространства скважины в колонну насосно-компрессорных труб. Обеспечивает повышение работоспособности устройства в зимнее время в условиях воздействия отрицательных температур. Сущность изобретения: устройство включает соединенную с обоих концов с насосно-компрессорными трубами муфту с боковым отверстием. Муфта соединена боковой поверхностью с боковой поверхностью корпуса с прилеганием по максимальной плоскости для обеспечения наибольшей передачи тепла от муфты к корпусу. Корпус снабжен соединяющимися между собой продольным каналом и боковым отверстием, совмещенным с боковым отверстием муфты. В продольном канале корпуса расположен штуцер и обратный клапан с фильтром. Обратный клапан обеспечивает стравливание газа при превышении давления в межтрубном пространстве над давлением в колонне насосно-компрессорных труб на 0,1-0,2 МПа. При этом устройство обеспечивает снижение расхода при циркуляции жидкости не более чем на 10%.

Схема известного устройства показана на фиг. 1. Из фиг. 1 понятно, что устройство по RU 2303124 требует точного совмещения отверстия в муфте и корпусе, и выводит сопутствующие газы в НКТ, а не в отдельный канал, таким образом, оно не обеспечивает соединения двух НКТ разного диаметра с одновременным обеспечением легкого газоотвода.

Также известна скважинная установка Гарипова, (патент RU 2415255). Изобретение относится к области добычи углеводородов, в том числе на многопластовых месторождениях, и используется при одновременно-раздельной или поочередной эксплуатации нескольких пластов одной добывающей или нагнетательной скважиной. Техническим результатом является упрощение проведения технологических работ по регулированию работы скважины в режиме реального времени, обеспечение эффективности эксплуатации скважины при определении надежного и оптимального режима ее работы. Скважинная установка состоит из напорного устройства высокого давления, насосно-компрессорных труб, посадочного устройства с карманом, имеющим, по меньшей мере, одно пропускное отверстие и, по меньшей мере, один перепускной канал, регулятора, расположенного в кармане посадочного устройства и имеющего, по меньшей мере, одно пропускное отверстие, по меньшей мере, один перепускной канал, и, по меньшей мере, одну камеру заданного давления, взаимодействующую с запорным устройством, по меньшей мере, одного уплотнительного элемента, расположенного на регуляторе и выполненного с возможностью герметизации пропускного отверстия и перепускного канала регулятора, по меньшей мере, одного гидравлического канала, проходящего по НКТ или внутри НКТ и герметически соединяющего напорное устройство высокого давления с карманом посадочного устройства. Регулятор дебита флюида содержит поршневую камеру, по меньшей мере, с одним пропускным отверстием и запорным устройством в виде поршня и седла, выполненного со штуцером, сильфонную камеру, по меньшей мере, с одним пропускным отверстием и запорным устройством в виде затвора и седла, по меньшей мере, один перепускной канал, гидравлически связанный с пропускными отверстиями поршневой и сильфонной камер и обеспечивающий возможность регулирования потока скважинного флюида из НКТ в межтрубное пространство или наоборот с помощью затвора и штуцера. При этом регулятор содержит соединительный канал, гидравлически связанный с пропускными отверстиями поршневой и сильфонной камер для раздельного пропуска в них рабочего агента. Скважинная камера состоит из рубашки, кармана, содержащего регулятор дебита флюида с сильфонной и поршневой камерами заданного давления и соединительным каналом и выполненного с внутренними расточками, по меньшей мере, с одной посадочной поверхностью, и. по меньшей мере, с одним перепускным каналом, расположенным в кармане или в рубашке и кармане для обеспечения регулирования объема перетекаемого через него потока скважинного флюида из трубного пространства НКТ или наоборот, и, по меньшей мере, с одним пропускным отверстием, расположенным в посадочной поверхности или между посадочными поверхностями для подачи рабочего агента в одну из камер заданного давления и в соединительный канал, гидравлически связанный с пропускными отверстиями обеих камер для раздельного пропуска в них рабочего агента.

Однако вышеуказанное устройство по RU 2415255 не обеспечивает соединения двух НКТ разного диаметра одновременно обеспечивая легкий газоотвод.

Также известен механический двухствольный пакер с кабельным вводом, (Патент RU 2468185).

Изобретение относится к оборудованию для разобщения межтрубного пространства в скважинах с интервалами негерметичности с одним или несколькими пластами. Обеспечивает повышение эксплуатационной надежности пакера при использовании его в качестве верхнего пакера в двух и более пакерных компоновках для эксплуатации скважин погружным насосным оборудованием типа УЭЦН. Двухствольный пакер с кабельным вводом содержит пакерный и внутренний стволы, вставленные один в другой и крепящиеся между собой с ориентированием по кабельному вводу, пакерный узел, механический привод, герметизатор кабельного ввода с линиями отвода газа или для закачки химреагентов. Привод пакера является механическим нажимного действия, внутренний ствол пакера выполнен составным из верхней, средней и нижней частей, нижний конец средней части внутреннего ствола пакера имеет выступ для взаимодействия с цилиндром привода. В сквозных отверстиях нижнего конца средней части и верхнего конца нижней части внутреннего ствола пакера установлены срезные элементы.

Однако вышеуказанное устройство по RU 2468185 не обеспечивает соединения двух НКТ разного диаметра одновременно обеспечивая легкий газоотвод.

Раскрытие полезной модели.

В одном аспекте полезной модели раскрыта муфта для перепуска газа из скважины, содержащая верхнее соединение для соединения с насосно-компрессорной трубой большего диаметра; нижнее соединение для соединения с насосно-компрессорной грубой меньшего диаметра; расширение, вокруг части нижнего соединения для соединения с патрубком, имеющим упомянутый больший диаметр; канал для отвода сопутствующих газов, состоящий из продольной и поперечной частей; причем продольная часть канала для отвода сопутствующих газов муфты проходит от верха муфты до уровня соединения муфты с патрубком; поперечная часть канала для отвода сопутствующих газов муфты проходит от нижнего конца продольной части канала для отвода сопутствующих газов до упомянутого расширения..

В дополнительных аспектах раскрыта муфта, в которой верхнее соединение представляет собой соединение с насосно-компрессорной трубой диаметром 2,5 и нижнее соединение представляет собой соединение с насосно-компрессорной грубой диаметром 1,5.

В других дополнительных аспектах раскрыто, что муфта выполнена с возможностью соединения с капиллярной трубкой для транспортировки попутного газа; канал для отвода сопутствующих газов выполнен с возможностью подачи химических реагентов.

Задача на решение, которой направлена предложенная полезная модель обеспечение надежного устройства, обеспечивающего возможность отвода сопутствующих газов и подачи химических реагентов.

Обеспечиваемый технический результат заключается в легком соединении НКТ разных диаметров с одновременным обеспечением газоотвода.

Этот результат обеспечивается благодаря тому, что после установки муфты не требуется каких-либо манипуляций для обеспечения движения сопутствующего газа по каналу для отвода сопутствующих газов.

Краткое описание чертежей.

Фиг. 1 показывает муфту, раскрытую в прототипе (продольный и поперечный разрезы).

Фиг. 2 показывает схему установки одновременно-раздельной добычи 1-лифтовой конструкции в комплекте со специальной муфтой.

Осуществление полезной модели.

Разработанное техническое решение является улучшением выбранного в качестве прототипа решения, раскрытого в патенте RU 2303124. Существенным отличием от прототипа является то, что сопутствующие газы выводятся не через НКТ, а через отдельный канал и не требуется точного совмещения муфты с другими элементами оборудования скважины для обеспечения газоотвода.

Конструкция муфты по RU 2303124 требует точного совмещения канала для отвода газа муфты и соответствующего канала в корпусе, что усложняет использование муфты и уменьшает ее надежность, так как в случае неточного совмещения упомянутых каналов отвод сопутствующих газов будет ухудшен или даже невозможен, что негативно влияет на надежность функционирования муфты.

Также необходимо отметить, что в устройстве по RU 2303124 сопутствующий газ уходит в НКТ, а не в отдельный канал, что усложняет дальнейшую его утилизацию.

Разработанное техническое решение позволяет преодолеть, по меньшей мере, вышеуказанные недостатки.

Крепление НКТ к муфте осуществляется в частности посредством резьбового соединения, хотя можно использовать любые другие соединения, например, замковые.

На фиг. 2 показана схема установки одновременно-раздельной добычи 1-лифтовой конструкции в комплекте со специальной муфтой.

На фиг. 2

1 - эксплуатационная колонна

2 - колонна НКТ 2,5

3 - капиллярный трубопровод

4 - специальная муфта с капиллярным вводом

5, 8 - патрубок НКТ 2,5

6, 9 - хвостовик НКТ 1,5

7 - эксплуатационный пакер

10 - спирально-щелевой фильтр

11 - насос

Из фиг. 2 понятно функционирование муфты. Затрубный (сопутствующий) газ свободно движется между патрубком 8 и хвостовиком 9, так как они имеют разный диаметр, при этом хвостовик 9 проходит внутри патрубка 8. Поднимаясь вверх, затрубный газ попадает в расширение муфты, образованное пространством между патрубком 8 и хвостовиком 9 (в разрезе они обозначены 5 и 6 соответственно). Далее из расширения муфты сопутствующий газ попадает в канал для отвода сопутствующих газов, и далее движется по капиллярному трубопроводу.

Такая конструкция муфты позволяет легко ее монтировать в скважине, обеспечивает надежный отвод сопутствующего газа.

Заявленное устройство позволяет так же производить подачу химических реагентов в подпакерную зону. Для этого к капиллярному трубопроводу 3 на фиг. 2 необходимо подключить установку для подачи химреагентов.

Все размеры на чертежах являются примерными и приведены для облегчения понимания, в зависимости от решаемых задач специалист в области техники может внести изменения в геометрические размеры муфты, не выходя из объема формулы полезной модели.

Варианты осуществления не ограничиваются описанными здесь вариантами, специалисту в области техники на основе информации, изложенной в описании, и знаний уровня техники станут очевидны и другие варианты осуществления полезной модели, не выходящие за пределы сущности и объема данной полезной модели.

1. Муфта для перепуска газа из скважины, содержащая верхнее соединение для соединения с насосно-компрессорной трубой большего диаметра, нижнее соединение для соединения с насосно-компрессорной трубой меньшего диаметра, расширение вокруг части нижнего соединения для соединения с патрубком, имеющим упомянутый больший диаметр, канал для отвода сопутствующих газов, состоящий из продольной и поперечной частей, причем продольная часть канала для отвода сопутствующих газов муфты проходит от верха муфты до уровня соединения муфты с патрубком, поперечная часть канала для отвода сопутствующих газов муфты проходит от нижнего конца продольной части канала для отвода сопутствующих газов до упомянутого расширения.

2. Муфта по п.1, отличающаяся тем, что верхнее соединение представляет собой соединение с насосно-компрессорной трубой диаметром 2,5", и нижнее соединение представляет собой соединение с насосно-компрессорной трубой диаметром 1,5".

3. Муфта по п.1, отличающаяся тем, что муфта выполнена с возможностью соединения с капиллярной трубкой для транспортировки попутного газа.

4. Муфта по п.1, отличающаяся тем, что канал для отвода сопутствующих газов выполнен с возможностью подачи химических реагентов.



 

Наверх