Протектор

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к устройствам для крепления к насосно-компрессорным трубам силового кабеля и капиллярной трубки и их защиты при спускоподъемных операциях. Техническим результатом является увеличение надежности протектора при эксплуатации. Протектор для защиты силового кабеля в скважине содержит гнездо и паз для размещения силового кабеля, и отражатели для взаимодействия с внутренним каналом эксплуатационной колонны. При этом протектор дополнительно содержит гнезда для размещения токопроводящих элементов силового кабеля, технологического кабеля и капиллярной трубки на поверхности отражателей. Эксцентрично относительно наружной поверхности протектора выполнена канавка, имеющая трапецеидальную форму с острыми углами в основании, в которой установлен фиксирующий винт и трапецеидальный кольцевой сектор с соответствующей формой в сечении с возможностью скольжения в указанной канавке. С противоположных сторон относительно гнезд в протекторе выполнены радиальные резьбовые отверстия и установлены стопорные винты для взаимодействия с наружной поверхностью насосно-компрессорной трубы. При этом высота протектора больше зазора между торцами труб эксплуатационной колонны в скважине, соединенных муфтами, а площадь взаимодействия протектора с соединительной муфтой равна или больше площади торцевой поверхности соединительной муфты насосно-компрессорных труб. 6 ил.

 

Изобретение относится к области горного дела, в частности к нефтегазодобывающей отрасли, и может быть использовано как для защиты изоляции токопроводящих элементов силового кабеля и технологического кабеля, так и капиллярной трубки от механических повреждений в процессе спуска или подъема подвески насосно-компрессорных труб с установкой электроцентробежного насоса в скважине и исключить использование защитной брони токопроводящих элементов и капиллярной трубки.

Известны протекторы для защиты силового кабеля, содержание корпуса из эластичных материалов, буртики под размер муфт и насосно-компрессорных труб, элементы крепления [2, 3].

Недостатками известных протекторов являются сложность конструкции, сложность в изготовлении, неудобства при монтаже и демонтаже на устье скважины и их техническая невозможность защитить токопроводящие элементы и капиллярную трубку без защитной брони.

Известен протектор для защиты силового кабеля в скважине, содержащий гнездо и паз для размещения силового кабеля, отражатели для взаимодействия с внутренним каналом эксплуатационной колонны [1].

Недостатками известного протектора являются техническая невозможность защитить токопроводящие элементы без брони, неудобства при монтаже и демонтаже на устье скважины из-за жесткости бронированного силового кабеля, технологического кабеля и капиллярной трубки, а также ненадежность в процессе эксплуатации.

Задачи изобретения состоят в исключении защитной брони как токопроводящих элементов, так и капиллярной трубки, в обеспечении защиты изоляции токопроводящих элементов в процессе их движения в канале эксплуатационной колонны при спуске или подъеме подвески насосно-компрессорных труб в скважине, в сокращении элементной базы конструкции протектора, в повышении технологичности при изготовлении, в удобстве использования при монтаже и демонтаже на устье скважины, в увеличении надежности при эксплуатации и конкурентоспособности.

По мнению автора, повреждение изоляции как токопроводящих элементов силового кабеля и технологического кабеля, так и капиллярной трубки в канале эксплуатационной колонны происходит при механических контактах с внутренним каналом эксплуатационной колонны защитной брони, через которую разрушается изоляция токопроводящих элементов и капиллярной трубки.

То есть защитная броня токопроводящих элементов в канале эксплуатационной колонны является причиной разрушения изоляции токопроводящих элементов и капиллярной трубки, так как из-за своей толщины увеличивает габаритные размеры бронированных элементов в сечении, ограничивает зазоры между протектором и внутренним каналом эксплуатационной колонны, что, в свою очередь, ограничивает прохождение подвески насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом, с силовым бронированным кабелем, с бронированным технологическим кабелем и с бронированной капиллярной трубкой в канале эксплуатационной колонны из-за габаритных размеров бронированных элементов.

Технический результат достигается тем, что протектор для защиты силового кабеля в скважине, содержащий гнездо и паз для размещения силового кабеля, отражатели для взаимодействия с внутренним каналом эксплуатационной колонны, отличающийся тем, что он дополнительно содержит гнезда для размещения токопроводящих элементов силового кабеля, технологического кабеля и капиллярной трубки, на поверхности отражателей, эксцентрично относительно наружной поверхности протектора, выполнена канавка, имеющая трапецеидальную форму с острыми углами в основании, в которой установлен фиксирующий винт и трапецеидальный кольцевой сектор с соответствующей формой в сечении с возможностью скольжения в указанной канавке, причем в протекторе с противоположных сторон относительно гнезд выполнены радиальные резьбовые отверстия и установлены стопорные винты для взаимодействия с наружной поверхностью насосно-компрессорной трубы, при этом высота протектора больше зазора между торцами труб эксплуатационной колонны в скважине, соединенных муфтами, а площадь взаимодействия протектора с соединительной муфтой равна или больше площади торцевой поверхности соединительной муфты насосно-компрессорных труб.

На фиг.1 изображена установка протектора для защиты изоляции токопроводящих элементов силового кабеля, технологического кабеля и капиллярной трубки при эксплуатации в скважине.

На фиг.2 - разрез А-А на фиг.1.

На фиг.3 - сечение Б-Б на фиг.2.

На фиг.4 изображено размещение в разрезе токопроводящих элементов силового кабеля, технологического кабеля и капиллярной трубки в гнезда протектора над устьем скважины согласно стрелкам В и К и демонтаж согласно стрелкам Д и М.

На фиг.5 изображена установка в разрезе протектора над соединительной муфтой насосно-компрессорной трубы, на ее наружной поверхности при эксплуатации в скважине.

На фиг.6 - сечение Р-Р на фиг.5.

Протектор для защиты изоляции токопроводящих элементов как силового кабеля и технологического кабеля, так и капиллярной трубки содержит

- протектор 1,

- капиллярную трубку 2,

- гнездо 3 для размещения капиллярной трубки 2,

- технологический кабель 4,

- гнездо 5 для размещения технологического кабеля 4,

- токопроводящие элементы силового кабеля 6,

- гнезда 7 для размещения токопроводящих элементов силового кабеля 6,

- эксплуатационную колонну 8,

- отражатели 9 протектора 1,

- наружную поверхность 10 протектора 1,

- фиксирующий винт 11,

- трапецеидальный кольцевой сектор 12,

- паз 13, выполненный в трапецеидальном кольцевом секторе 12,

- внутренний канал 14 эксплуатационной колонны 8,

- канавку трапецеидальной формы 15, выполненную эксцентрично на поверхности отражателей 9, относительно наружной поверхности 10 протектора 1,

- насосно-компрессорную трубу 16,

- соединительную муфту 17 насосно-компрессорной трубы 16,

- торцевую поверхность 18 соединительной муфты 17,

- наружную поверхность 19 насосно-компрессорной трубы 16,

- соединительную муфту 20 эксплуатационной колонны 8,

- площадь торцевой поверхности протектора 21, взаимодействующую с торцевой поверхностью 18 соединительной муфты 17,

- радиальные резьбовые отверстия 22, выполненные на наружной поверхности 10 протектора 1 (фиг.2, фиг.4, фиг.5),

- стопорные винты 23 (фиг.2, фиг.4, фиг.5),

- высоту Н протектора 1 (фиг.1),

- зазор b в скважине между торцами труб эксплуатационной колонны 8 после свинчивания с соединительными муфтами 20,

- эксцентриситет Е - расположение канавки трапецеидальной формы 15, выполненной на отражателях 9, относительно наружной поверхности 10 протектора 1 (фиг.2, фиг.4, фиг.5),

- острые углы β в канавке трапецеидальной формы 15 и трапецеидального кольцевого сектора 12 (фиг.3, фиг.6).

В цеховых условиях после изготовления элементов протектора сборку выполняют следующим образом.

В канавку трапецеидальной формы 15 с острыми углами β в основании, выполненную эксцентрично на поверхности отражателей 9, относительно наружной поверхности 10 протектора 1 устанавливают трапецеидальный сектор 12 с соответствующими углами β и смещают по канавке трапецеидальной формы в направлении стрелки Г, указанной на фиг.4.

Через паз 13, выполненный в кольцевом секторе 12, фиксирующим винтом 11 кольцевой сектор 12 фиксируют в канавке трапецеидальной формы 15 протектора 1.

В радиальные резьбовые отверстия 22, выполненные на наружной поверхности 10 протектора 1, устанавливают стопорные винты 23 (фиг.2, фиг.4, фиг.5).

В статическом положении элементы протектора для защиты изоляции как токопроводящих элементов, так и капиллярной трубки взаимодействуют следующим образом.

На наружную поверхность 19 насосно-компрессорной трубы 16 надевается протектор 1.

Капиллярная трубка 2 размещается в гнезде 3, выполненном в отражателе 9 протектора 1 (на фиг.4 размещение капиллярной трубки указано стрелкой К).

Как технологический кабель 4, так и токопроводящие элементы 6 силового кабеля размещаются в гнездах 5 и 7, выполненных на отражателе 9 протектора 1 (на фиг.4 размещение токопроводящих элементов силового кабеля и технологического кабеля указано стрелкой В).

Через фиксирующий винт 11 и паз 13, выполненный в трапецеидальном кольцевом секторе 12 с острыми углами β в сечении, в канавке трапецеидальной формы 15 с соответствующими углами β в основании, выполненной на отражателях 9 эксцентрично наружной поверхности 10 протектора 1, фиксируют кольцевым сектором как токопроводящие элементы 6 силового кабеля и технологический кабель 4, так и капиллярную трубку 2 в соответствующих гнездах 3, 5, 7 (фиг.1, фиг.2, фиг.3, фиг.4, фиг.5, фиг.6).

Механизированным ключом на устье скважины насосно-компрессорную трубу 16 свинчивают с соединительной муфтой 17.

Грузоподъемным механизмом производят спуск колонны насосно-компрессорных труб в скважину.

При этом насосно-компрессорная труба 16 своей наружной поверхностью 19 свободно проходит через протектор 1, так как фиксирующий винт 11 и стопорные винты 23, установленные в радиальные резьбовые отверстия 22, выполненные на наружной поверхности 10 протектора 1, не взаимодействуют с наружной поверхностью 19 насосно-компрессорной трубы 16.

После спуска подвески насосно-компрессорных труб в скважину протектор 1 располагается между соединительной муфтой 17 насосно-компрессорной трубы 16 и технологической оснасткой (фиг.1) (технологическая оснастка на чертеже не показана).

Ввинчиванием фиксирующего винта 11, установленного в канавке трапецеидальной формы 15 через паз 13, выполненный в трапецеидальном кольцевом секторе 12, в гнездах 7 и 5 фиксируются как токопроводящие элементы силового кабеля 6 и технологического кабеля 4, так и в гнезде 3 фиксируется капиллярная трубка 2.

Одновременно фиксируются протектор 1 на наружной поверхности 19 насосно-компрессорной трубы 16 фиксирующим винтом 11 (фиг.2, фиг.5).

Ввинчиванием стопорных винтов 23, установленных в радиальные резьбовые отверстия 22, выполненные на наружной поверхности 10 протектора 1, протектор дополнительно фиксируется относительно наружной поверхности 19 насосно-компрессорной трубы 16 стопорными винтами 23.

При этом взаимодействием плоскостей трапецеидального кольцевого сектора 12 и канавки трапецеидальной формы 15, выполненных под углом β (фиг.3, фиг.6), исключается выход кольцевого сектора 12 за пределы отражателей 9 и тем самым исключаются механические контакты кольцевого сектора 12 с внутренним каналом 14 эксплуатационной колонны 8 как при спуске или подъеме подвески насосно-компрессорных труб с установкой электроцентробежного насоса при эксплуатации нефтегазовой скважины.

Токопроводящие элементы силового кабеля 6 используются для обеспечения энергией электроцентробежного насоса для работы в скважине.

Технологический кабель 4 используется, например, для контроля температурных параметров скважины.

Капиллярная трубка 2 в процессе эксплуатации скважины используется для нагнетания, например, химических реагентов для предотвращения отложения солей, парафина в лифте насосно-компрессорных труб.

В динамическом положении при спуске или подъеме подвески насосно-компрессорных труб в скважине элементы протектора взаимодействуют следующим образом.

В процессе спуска или подъема подвески насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом, с токопроводящими элементами силового кабеля 6, с технологическим кабелем 4 и с капиллярной трубкой 2 в местах соединения эксплуатационных колонн 8 с соединительными муфтами 20 между торцами труб эксплуатационной колонны образуются зазоры b (согласно ГОСТ 632-80 «Трубы обсадные и муфты к ним»), а также в зонах искривления колонны в скважине, особенно у наклонно-направленных или в горизонтальных скважинах, происходят механические контакты между внутренним каналом 14 эксплуатационной колонны 8 и отражателями 9 корпуса протектора 1.

При этом эксцентриситет Е - расположение канавки трапецеидальной формы 15, выполненной на отражателях 9 относительно наружной поверхности 10 протектора 1, исключает механические контакты трапецеидального кольцевого сектора 12 с внутренним каналом 14 эксплуатационной колоны 8 при спуске или подъеме подвески насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом, с токопроводящими элементами силового кабеля 6, технологического кабеля 4 и капиллярной трубки 2 (фиг.1, фиг.2, фиг.4, фиг.5).

Как изолированные токопроводящие элементы силового кабеля 6 и технологического кабеля 4, так и капиллярная трубка 2 зафиксированы в гнездах 3, 5 и 7 протектора 1 трапецеидальным сектором 12 через фиксирующий винт 11 и защищены от механических контактов с внутренним каналом 14 эксплуатационной колонны 8 отражателями 9 протектора 1, как при спуске, так и при подъеме подвески насосно-компрессорных труб из скважины.

При этом исключаются зацепления протектора 1, в том числе и отражателей 9, за зазоры b между торцами труб эксплуатационной колонны 8, свинченных с соединительными муфтами 20 в скважине при спуске или подъеме подвески насосно-компрессорных труб, так как высота Н протектора 1 больше максимального зазора b предусмотренных [4] (ГОСТ 632-80 чертеж 6) после свинчивания труб эксплуатационных колонн с соединительными муфтами 20 механизированным ключом на устье скважины.

Одновременно как при спуске, так и при подъеме подвески насосно-компрессорных труб из скважины протектор 1, зафиксированный относительно наружной поверхности 19 насосно-компрессорной трубы 16 фиксирующим винтом 11 и стопорными винтами 23 через радиальные резьбовые отверстия 22 при механических контактах с внутренним каналом 14 эксплуатационной колонны 8, сохраняет свое положение на наружной поверхности 19 насосно-компрессорной трубы 16.

По мнению автора, протекторы необходимо устанавливать как под соединительной муфтой 17, так и над соединительной муфтой на наружной поверхности 19 насосно-компрессорной трубы 16, что надежно обеспечит защиту изоляции как токопроводящих элементов силового кабеля и технологического кабеля, так и капиллярной трубки при спускоподъемных операциях на скважине (фиг.1, фиг.5).

При установке протектора 1, изготовленного, например, из полиамида под соединительной муфтой 17, площадь торцевой поверхности 21 протектора взаимодействует с торцевой поверхностью 18 соединительной муфты 17 и равна или больше площади торцевой поверхности соединительной муфты, что позволяет обеспечить исключение деформации протектора 1, расположенного между муфтой и технологической оснасткой на устье скважины при воздействии всего веса подвески колонны насосно-компрессорных труб на протектор 1 (фиг.1, фиг.3).

В процессе подъема из скважины подвески насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом, с токопроводящими элементами силового кабеля, технологического кабеля и с капиллярной трубкой для демонтажа протектора 1 необходимо ослабить фиксирующий винт 11, смешением трапецеидального сектора 12 в канавке трапецеидальной формы 15 открыть токопроводящие элементы силового кабеля 6, технологический кабель 4, капиллярную трубку и демонтировать их с гнезд 3, 5, 7 (на фиг.4 демонтаж указан стрелками Д и М).

Вывести из взаимодействия с наружной поверхностью 19 насосно-компрессорной трубы 16 стопорные винты 23, ослабив их, вывинтить насосно-компрессорную трубу 16 механизированным ключом из соединительной муфты 17, снять протектор 1 с наружной поверхности 19 насосно-компрессорной трубы 16.

Предложенное новое техническое решение для защиты изоляции, исключая броню токопроводящих элементов силового кабеля, технологического кабеля и капиллярной трубки при спуске или подъеме подвески насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом из канала эксплуатационной колонны на скважине, отличается от известных технологических решений новизной, технологично в изготовлении, удобно при монтаже и демонтаже как на устье скважины, так и над устьем скважины, надежно при эксплуатации, конкурентоспособно, и его использование в производстве обеспечит положительный технико-экономический эффект, в том числе за счет исключения бронирования токопроводящих элементов и капиллярной трубки.

Литература

1. RU 2250345, 20.04.2005.

2. RU 2204685, 20.05.2003.

3. SU 324402, 22.02.1972.

Протектор для защиты силового кабеля в скважине, содержащий гнездо и паз для размещения силового кабеля, отражатели для взаимодействия с внутренним каналом эксплуатационной колонны, отличающийся тем, что он дополнительно содержит гнезда для размещения токопроводящих элементов силового кабеля, технологического кабеля и капиллярной трубки, на поверхности отражателей эксцентрично относительно наружной поверхности протектора выполнена канавка, имеющая трапецеидальную форму с острыми углами в основании, в которой установлен фиксирующий винт и трапецеидальный кольцевой сектор с соответствующей формой в сечении с возможностью скольжения в указанной канавке, причем в протекторе с противоположных сторон относительно гнезд выполнены радиальные резьбовые отверстия и установлены стопорные винты для взаимодействия с наружной поверхностью насосно-компрессорной трубы, при этом высота протектора больше зазора между торцами труб эксплуатационной колонны в скважине, соединенных муфтами, а площадь взаимодействия протектора с соединительной муфтой равна или больше площади торцевой поверхности соединительной муфты насосно-компрессорных труб.