Комплекс для механической добычи нефти с повышенным содержанием сероводорода (варианты)

Комплекс предназначен для добычи нефти с повышенным содержанием сероводорода и выполнен с защитой эксплуатационной колонны от разрушения под воздействием сероводорода. Комплекс содержит дополнительную колонну труб 9 необходимой длины, на которой установлен пенал 10. Пенал 10 образован безмуфтовыми трубами и выполнен из материала стойкого к сероводороду. В пенале 10 расположены насосная установка 11, сбивной клапан 15, пакер с кабельным вводом 16 и кабель 17. Насосная установка 11 содержит электроцентробежный 12 и струйный 13 насосы. Между электроцентробежным 12 и струйным 13 насосами расположен механический компенсатор длины кабеля 14. Комплекс содержит ингибиторный клапан 7, тепловой компенсатор 8 и гидравлический якорь 18 (вариант 2). Циркуляционный клапан 6, ингибиторный клапан 7, тепловой компенсатор 8, гидравлический якорь 18 (вариант 2), дополнительная колонна труб 9 и пенал 10 размещены последовательно и установлены с помощью насосно-компрессорных трубах 1 после распакеровки гидравлического пакера 2. Техническое решение позволяет защитить эксплуатационную колонну от разрушения и повысить эксплуатационные и функциональные качества, 2 н.з. ф-лы, 2 ил.

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к комплексу для добычи нефти с повышенным содержанием сероводорода с защитой эксплуатационной колонны от разрушения под воздействием сероводорода после освоения скважины.

Известен комплект скважинного оборудования для негерметичной эксплуатационной колонны, включающий колонну труб, пакер и насосную установку с электроцентробежным и струйным насосами, RU 76965 U1, Е21В 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, Е21В 43/00, 2008.10.10.

Известен пакер с кабельным вводом, содержащий вал, трубу, закрепленную на кронштейнах, и кабельный канал, размещенный между валом и трубой, RU 77634 U1, Е21В 33/12, 2008.10.27.

Известна трехпакерная установка для одновременно-раздельной закачки рабочего агента в три пласта, содержащая эксплуатационную колонну труб, пакеры, струйный насос, запорные клапаны, циркуляционные клапаны, тепловые компенсаторы, RU 77899 U1, Е21В 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, Е21В 43/14, 2008.10.10.

В известных установках не предусмотрены устройства для защиты эксплуатационной колонны от разрушения при воздействии сероводорода при добыче нефти с высокой концентрацией сероводорода.

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, Е21В 43/00, 2008.10.27.

Данное техническое решение принято в качестве «ближайшего аналога» настоящей полезной модели.

В комплексе «ближайшего аналога» колонна труб и оборудование, спущенное в скважину и работающее в условиях добычи нефти с повышенным содержанием сероводорода, защищены от его воздействия выполнением в пакере каналов и установкой в них газоотводной трубки от струйного насоса и трубки для подвода ингибиторной жидкости, однако в комплексе «ближайшего аналога» участок эксплуатационной колонны ниже насосной установки, особенно при эксплуатации в глубоких скважинах, будет находиться под воздействием сероводорода и разрушаться.

В основу настоящей полезной модели положено решение задачи, позволяющей повысить эксплуатационные качества оборудования, работающего при добыче нефти с повышенным содержанием сероводорода, защитить эксплуатационную колонну от разрушения при воздействии сероводорода после освоения скважины и расширить функциональность комплекса.

Технический результат настоящей полезной модели заключается в выполнении в комплексе пенала из материала стойкого к сероводороду, в размещении в нем насосной установки и пакера с кабельным вводом с возможностью установки под пеналом гидравлического якоря (вариант 2).

Согласно полезной модели (варианты 1 и 2) эта задача решается за счет того, что комплекс включает 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.

Комплекс содержит пенал. Пенал образован безмуфтовыми трубами, выполнен из материала стойкого к сероводороду, установлен на дополнительной колонне труб, расположен выше циркуляционного клапана. Пенал содержит насосную установку, установленную в него посредством насосно-компрессорных труб, пакер с кабельным вводом, устанавливаемый в пенал на устье, сбивной клапан, размещенный между струйным насосом и пакером с кабельным вводом, и кабель, проходящий через пакер с кабельным вводом к электроцентробежному насосу. Между электроцентробежным и струйным насосами насосной установки расположен механический компенсатор длины кабеля (варианты 1 и 2).

Комплекс содержит ингибиторный клапан, установленный над циркуляционным клапаном, и тепловой компенсатор, установленный между ингибиторным клапаном и пеналом. Циркуляционный клапан, ингибиторный клапан, тепловой компенсатор, дополнительная колонна труб и пенал, спускаемые на насосно-компрессорных трубах после распакеровки пакера, выполненного гидравлическим, размещены последовательно (вариант 1).

Комплекс содержит ингибиторный клапан, установленный над циркуляционным клапаном, тепловой компенсатор, установленный над ингибиторным клапаном, и гидравлический якорь, установленный между тепловым компенсатором и пеналом. Циркуляционный клапан, ингибиторный клапан, тепловой компенсатор, гидравлический якорь, дополнительная колонна труб и пенал, спускаемые на насосно-компрессорных трубах после распакеровки пакера, выполненного гидравлическим, размещены последовательно (вариант 2).

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:

на фиг.1 - Комплекс общий вид, схематично (вариант 1);

на фиг.2 - Комплекс общий вид, схематично (вариант 2).

Комплекс (варианты 1 и 2) включает:

Насосно-компрессорные трубы - 1.

Гидравлический пакер - 2.

Съемный обратный клапан - 3.

Клапан-отсекатель - 4.

Разъединитель - 5.

Циркуляционный клапан - 6.

Ингибиторный клапан - 7.

Тепловой компенсатор - 8.

Дополнительную колонну труб - 9.

Пенал - 10.

Насосная установка (в пенале 10) - 11,

электроцентробежный насос (установки 11) - 12,

струйный насос (установки 11) - 13,

механический компенсатор длины кабеля (установки 11) - 14.

Сбивной клапан (в пенале 10) - 15.

Пакер с кабельным вводом (в пенале 10) - 16.

Кабель (в пенале 10) - 17.

Комплекс (вариант 2) включает:

Гидравлический якорь - 18.

Комплекс (варианты 1 и 2) состоит из воронки, ниппеля, в который может устанавливаться съемный обратный клапан 3, нижнего гидравлического пакера 2, второго ниппеля, в который может устанавливаться клапан-отсекатель 4, и разъединителя 5. Выше разъединителя 5 установлен циркуляционный клапан 6, ингибиторный клапан 7, тепловой компенсатор 8 и дополнительная колонна труб 9 необходимой длины.

На дополнительной колонне труб 9 установлен пенал 10.

Пенал 10 образован безмуфтовыми трубами, выполнен из материала стойкого к сероводороду.

В пенале 10 расположены насосная установка 11, сбивной клапан 15, пакер с кабельным вводом 16 и кабель 17.

Насосная установка 11 установлена в пенал 10 посредством насосно-компрессорных труб и содержит электроцентробежный 12 и струйный 13 насосы. Между электроцентробежным 12 и струйным 13 насосами расположен механический компенсатор длины кабеля 14.

Пакер с кабельным вводом 16 устанавливают в пенал 10 на устье. Сбивной клапан 15 размещен между струйным насосом 13 и пакером с кабельным вводом 16.

Кабель 17 проходит через пакер с кабельным вводом 16 к электроцентробежному насосу 12.

Комплекс (вариант 1) содержит ингибиторный клапан 7, установленный над циркуляционным клапаном 6 и тепловой компенсатор 8.

Тепловой компенсатор 8 установлен между ингибиторным клапаном 7 и пеналом 10.

Комплекс (вариант 2) содержит ингибиторный клапан 7, установленный над циркуляционным клапаном 6, тепловой компенсатор 8, установленный над ингибиторным клапаном 7, и гидравлический якорь 18.

Гидравлический якорь 18 установлен между тепловым компенсатором 8 и пеналом 10.

Циркуляционный клапан 6, ингибиторный клапан 7, тепловой компенсатор 8, гидравлический якорь 18 (вариант 2), дополнительная колонна труб 9 и пенал 10 размещены последовательно и установлены с помощью насосно-компрессорных трубах 1 после распакеровки гидравлического пакера 2.

Установку комплекса и работу с ним осуществляют следующим образом.

В заглушенную жидкостью скважину на инструменте из труб спускают воронку, ниппель для съемного обратного клапана 3, гидравлический пакер 2, второй ниппель для клапан-отсекателя 4 и разъединитель 5 до уровня перфорации в скважине.

Спускают по насосно-компрессорным трубам 1 съемный обратный клапан 3 и подают жидкость под давлением в лифт. Гидравлический пакер 2 пакеруется. Проверяют герметичность установки гидравлического пакера 2 по затрубному пространству. Затем удаляют съемный обратный клапан 3 из ниппеля и спускают во второй ниппель клапан-отсекатель 4.

Отсоединяют инструмент при помощи разъединителя 5 и поднимают его на устье. Затем осуществляют спуск ответной части разъединителя 5 с установленными циркуляционным клапаном 6, ингибиторным клапаном 7, тепловым компенсатором 8, дополнительной колонной труб 9 и пеналом 10 при помощи насосно-компрессорных труб и пакера с кабельным вводом 16. Пакер с кабельным вводом 16 устанавливают в пенал 10 на устье.

Соединяются разъединителем 5 с гидравлическим пакером 2. Делают замещение в затрубном пространстве жидкости глушения на ингибиторную жидкость по насосно-компрессорным трубам 1, при этом клапан-отсекатель 4 закроется, а циркуляционный клапан 6 откроется. До устья скважина заполнена ингибиторной жидкостью. Давлением в затрубье закрывают циркуляционный клапан 6. Обвязывают устье и производят запуск электроцентробежного насоса 12.

После запуска электроцентробежного насоса 12 автоматически открывается клапан-отсекатель 4, идет добыча нефти.

Для смены электроцентробежного насоса 12 сбивают палец сбивного клапана 15. Подают давление жидкости через насосно-компрессорные трубы 1 на клапан-отсекатель 4, закрывая его. При этом автоматически открывается циркуляционный клапан 6 и ингибиторная жидкость из затрубного пространства вытесняется жидкостью глушения (пресная вода). Производят срыв пакера с кабельным вводом 16 и извлекают электроцентробежный насос 12 из скважины. После замены электроцентробежного насоса 12 пакер с кабельным вводом 16 спускают в пенал 10, пакеруют и цикл повторяется.

При работе комплекса в глубоких скважинах, когда длина дополнительной колонны труб 9 может достигать 2000-2500 м, нагрузка 10 при этом на гидравлический пакер 2 может составить более 40 тс и дополнительная колонна труб 9 теряет устойчивость, устанавливают под пеналом 2 гидравлический якорь 18 (вариант 2).

После соединения разъединителем 5 гидравлического пакера 2 и спуске пенала 10 подают давление в дополнительную колонну труб 9 и срабатывает гидравлический якорь 18. Гидравлический якорь 18 несет нагрузку от веса пенала 10, который в силу большого диаметра устойчив на своей длине. Срыв гидравлического якоря 18 проводят осевым натяжением насосно-компрессорных труб 1.

Наличие дополнительной колонны труб 9, пенала 10 и гидравлического якоря 18 (вариант 2) позволяет повысить эксплуатационные качества и защитить эксплуатационную колонну от разрушения при воздействии сероводорода после освоения скважины.

Выполнение пенала 10 в виде безмуфтовых труб из материала стойкого к сероводороду, установка пенала 10 на дополнительной колонне труб 9 и размещение в нем насосной установки 11 и пакера с кабельным вводом 16 позволяет повысить эксплуатационные качества оборудования, работающего при добыче нефти с повышенным содержанием сероводорода.

Последовательное размещение в комплексе циркуляционного клапана 6, ингибиторного клапана 7, теплового компенсатора 8, гидравлического якоря 18 (вариант 2), дополнительной колонны труб 9 и пенала 10 расширяет его функциональность.

Предложенный комплекс, включает оборудование, широко применяемое в нефтегазодобывающей промышленности и проведение опытных испытаний обусловливают, по мнению заявителя, его соответствие критерию «промышленная применимость».

1. Комплекс для механической 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, отличающийся тем, что комплекс содержит пенал, образованный безмуфтовыми трубами, выполненный из материала,стойкого к сероводороду, установленный на дополнительной колонне труб, расположенный выше циркуляционного клапана и содержащий насосную установку, установленную в него посредством насосно-компрессорных труб, пакер с кабельным вводом, устанавливаемый в пенал на устье, сбивной клапан, размещенный между струйным насосом и пакером с кабельным вводом, и кабель, проходящий через пакер с кабельным вводом к электроцентробежному насосу, с размещением между электроцентробежным и струйным насосами насосной установки механического компенсатора длины кабеля, также комплекс содержит ингибиторный клапан, установленный над циркуляционным клапаном, и тепловой компенсатор, установленный между ингибиторным клапаном и пеналом, при этом циркуляционный клапан, ингибиторный клапан, тепловой компенсатор, дополнительная колонна труб и пенал, спускаемые на насосно-компрессорных трубах после распакеровки пакера, выполненного гидравлическим, размещены последовательно.

2. Комплекс для механической 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, отличающийся тем, что комплекс содержит пенал, образованный безмуфтовыми трубами, выполненный из материала, стойкого к сероводороду, установленный на дополнительной колонне труб, расположенный выше циркуляционного клапана и содержащий насосную установку, установленную в него посредством насосно-компрессорных труб, пакер с кабельным вводом, устанавливаемый в пенал на устье, сбивной клапан, размещенный между струйным насосом и пакером с кабельным вводом, и кабель, проходящий через пакер с кабельным вводом к электроцентробежному насосу, с размещением между электроцентробежным и струйным насосами насосной установки механического компенсатора длины кабеля, также комплекс содержит ингибиторный клапан, установленный над циркуляционным клапаном, тепловой компенсатор, установленный над ингибиторным клапаном, и гидравлический якорь, установленный между тепловым компенсатором и пеналом, при этом циркуляционный клапан, ингибиторный клапан, тепловой компенсатор, гидравлический якорь, дополнительная колонна труб и пенал, спускаемые на насосно-компрессорных трубах после распакеровки пакера, выполненного гидравлическим, размещены последовательно.