RU94274U1 - Муфтовые кольца для насосно-компрессорных труб с полимерным покрытием - Google Patents

Abstract

Муфтовые кольца для насосно-компрессорных труб с полимерным покрытием, отличающиеся тем, что изготавливаются на токарном станке из бывших в употреблении полимерных труб со снятой наружной фаской и не требующие дополнительных источников финансирования, не создающие помех дальнейшему производству работ и значительно повышающие эффективность внедрения лифтовых колонн с НКТП по борьбе и профилактике с отложениями АСПО, увеличивающие межремонтный период работы скважин и сокращающие количество ремонтов скважин по причине запарафинивания муфт НКТ и выходу из строя насосов УШГН и УЭЦН.

Description

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использована при подземном ремонте скважин для добычи нефти.

Проблема отложения асфальтосмолистопарафиновых отложений (АСПО) в лифтовых колоннах скважин существует давно и успешно решается при помощи различных способов борьбы и методов предупреждения отложения АСПО на глубиннонасосном оборудовании (НКТ, штангах, насосе). Основным методом борьбы на фонде скважин оборудованным установками штанговых глубинных насосов (УШГН) является использование скребков - центраторов отечественного производства. На фонде скважин оборудованным установками электропогружными центробежными насосами (УЭПН) широко применяются трубы с защитным внутренним покрытием, где в качестве защитных покрытий используют полимерные порошки отечественного производства - ПЭП 585 выпускаемого Бугульминским механическим заводом республики Татарстан. Эти защитные покрытия представляют собой полярные (гидрофильные) материалы, обладающие низкой адгезией к парафину и имеющие гладкую поверхность. Эксплуатация насосно-компрессорных труб с внутренним полимерным покрытием (НКТП) производится согласно РД 153-391-288-03 “ТатНИПИнефть”, г.Бугульма, 2002 г.

Промысловая практика показывает, что отложение парафина начинается на участках НКТ, где присутствует местное сопротивление, то есть в муфтовых соединениях. Так, парафин, постепенно нарастая в муфтовых соединениях, сужает проходное сечение НКТ и начинается рост отложений АСПО вниз по телу НКТ от устья скважины к забою. При этом площадь проходного сечения в НКТ уменьшается, происходит “закупоривание” проходного сечения НКТ, снижение производительности УЭЦН (работа под “нагрузкой”) и выход из строя. Интервал отложений парафина составляет в среднем от 0 до 800 м, а то и глубже.

При спуске в скважину насосно-компрессорных труб с полимерным покрытием остается незащищенным от отложений АСПО внутреннее резьбовое пространство муфты НКТ между концами (пипками) НКТ, после заворота очередной трубы в муфту спущенной НКТ, т.е. создается “мертвое пространство” шириной от 10 до 15 мм. При использовании лифтовых колонн с НКТП на УШГН также происходит отложение АСПО на незащищенной внутренней поверхности муфт НКТ, что приводит к “зависанию” (подклиниванию) штанг и насоса и преждевременному выходу из строя глубинно-насосного оборудования.

Для повторного использования насосно-компрессорных труб с полимерным покрытием с отложениями АСПО в муфтовых соединениях необходимо произвести подъем труб для вывоза и мойки на трубной базе, на что необходимы дополнительные производственные затраты. При чем согласно РД 153-391-288-03 “ТатНИПИнефть”, г.Бугульма, 2002 г допускается производить мойку данных труб при температуре моющего раствора не более 80 градусов, что создает дополнительные затруднения и особенности при мойке труб в цеховых условиях. Мойку данных труб невозможно производить с обычными насосно-компрессорными трубами, а при увеличении рекомендуемой температуры мойки происходит “вспучивание” и “сползание” полимерного покрытия и для повторного использования данных труб необходимо произвести повторное внутреннее полимерное покрытие с вывозом на завод изготовитель. При этом скважина находится в простое, сокращается межремонтный период работы скважин и увеличиваются потери нефти.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению является “соединение насосно-компрессорных или обсадных труб в нефтяных или газовых скважинах” (патент RU №2264523, опубл. 2005.11.20), включающее трубы с наружной резьбой по концам, муфту с внутренней резьбой и уплотнения, отличающееся тем, что в качестве резьбы имеет цилиндрическую резьбу, трубы за резьбой снабжены винтовыми канавками с шагом, равным шагу резьбы, муфта внутри посередине имеет выступающий буртик и снабжена внутренними цилиндрическими поверхностями, примыкающими к буртику, кольцевыми или винтовыми канавками левого направления большего диаметра, чем диаметр цилиндрической резьбы, расположенными на внутренней поверхности между резьбой и концами муфты, а в качестве уплотнения снабжено упругими кольцами, установленными у буртика муфты на внутренних цилиндрических поверхностях с возможностью контактирования с торцевыми поверхностями труб, и упругими втулками, установленными на кольцевых или винтовых канавках муфты с возможностью контактирования с винтовыми канавками труб.

Прототип имеет ряд недостатков. Втулки и кольца из фторопласта, полиамида, полиуретана, полипропилена, полиэтилена использующиеся в данном изобретении являются хрупким материалом и после одного спуска-подъема лифтовой колонны насосно-компрессорных труб в скважину выходят из строя, т.е. являются изделием одноразового использования. Ревизия втулок и колец в полевых условиях является непростой задачей из-за неудобства в данной операции и состоит из извлечения колец из буртиков муфтовых соединений труб и повторному внедрению и установке другого комплекта колец, при чем после замены комплекта колец нет никакой гарантии на 100% герметичность муфтовых соединений труб при завершении работ на скважине. Вывоз поднятых труб с полимерным покрытием на трубную базу связан с вывозом на ревизию и опрессовку на трубную базу с использованием штанговоза и дополнительными транспортными и производственными затратами. Кроме того, использование данных труб с кольцами и втулками из данного материала в качестве хвостовиков на УШГН сопряжено с риском выдавливания данных колец при скручивании муфтовых соединений НКТ из-за слабой плотности (мягкости) материала для изготовления колец и попаданием данного изделия в клапанную клетку насоса с выходом из строя УШГН. Существующий прототип предпочтительнее использовать на нагнетательном фонде скважин с однократным внедрением труб с полимерным покрытием под закачку технологической жидкости. На добывающем фонде скважин, а особенно на скважинах с высокой вязкостью добываемой жидкости использование данного способа соединения насосно-компрессорных труб не дает полной гарантии по предотвращению отложения АСПО во внутренней поверхности муфт насосно-компрессорных труб из-за высокой адгезии данного материала и “мертвого пространства” между концами (пипками) НКТ в муфте НКТ шириной от 10 до 15 мм..

Задачей полезной модели является устранение перечисленных недостатков, увеличение надежности и повышение наработки насосно-компрессорных труб с полимерным покрытием, возможность повторного использования труб с ревизией в полевых условиях, увеличение спектра применения труб в добыче нефти с АСПО, сокращение производственных затрат, увеличение межремонтного периода работы скважин, сокращение простоев скважин и увеличение добычи нефти.

Поставленная задача решается тем, что для предупреждения отложения парафина в “мертвом пространстве” между концами (пипками) НКТ во внутренней поверхности муфты НКТ шириной от 10 до 15 мм, предлагается уменьшить местное сопротивление с помощью полимерного, прокладочного кольца (1), вставляемого в муфты (2) верхних 10-20 НКТ (3) (интервал начального отложения АСПО). Полимерные кольца (фиг.1) шириной от 10 до 15 мм изготавливаются на токарном станке, на трубных базах ООО “НКТ-Сервис”, поставляющих НКТП для бригад подземного ремонта скважин. В качестве материала используются бывшие в употребление полимерные трубы диаметром 73 (60) мм со снятой на торцах наружной фаской в зависимости от диаметра спускаемой в скважину колонны НКТ.

При производстве подземного ремонта скважин предлагается данные кольца (1) устанавливать внутрь муфт (2) НКТ (3) (остающееся внутреннее резьбовое пространство муфты между концами НКТ при завороте труб). Для большей эффективности данных лифтовых колонн с НКТП предлагается использовать их в комплекте с изготовленными на трубных базах “НКТ-Сервис” полимерными колонными патрубками. Это позволит производить 100% защиту УЭЦН и УШГН лифтовых колонн НКТ с полимерным покрытием от АСПО.

Применение полимерных колец позволит увеличить срок службы полимерной колонны НКТ и полностью изолировать интервал отложения парафина. С внедрением данного метода, применение защитных покрытий против АСПО станет более эффективным.

Новым является то, что муфтовые кольца для насосно-компрессорных труб с полимерным покрытием не сложны в изготовлении, не требуют дополнительных источников финансирования, не создают помех дальнейшему производству работ и значительно повышают эффективность внедрения лифтовых колонн с НКТП по борьбе и профилактике с отложениями АСПО. Внедрение колец производится при очередном производстве подземного ремонта скважин и могут использоваться многократно.

Использование колец для насосно-компрессорных труб с полимерным покрытием позволит сократить количество ремонтов скважин по причине запарафинивания муфт НКТ и выходу из строя насосов УЭЦН, увеличить межремонтный период работы скважин и увеличить добычу скважин.

Claims (1)

1. Муфтовые кольца для насосно-компрессорных труб с полимерным покрытием, отличающиеся тем, что изготавливаются на токарном станке из бывших в употреблении полимерных труб со снятой наружной фаской и не требующие дополнительных источников финансирования, не создающие помех дальнейшему производству работ и значительно повышающие эффективность внедрения лифтовых колонн с НКТП по борьбе и профилактике с отложениями АСПО, увеличивающие межремонтный период работы скважин и сокращающие количество ремонтов скважин по причине запарафинивания муфт НКТ и выходу из строя насосов УШГН и УЭЦН.