ШТАНГОВАЯ ГЛУБИННОНАСОСНАЯ УСТАНОВКА Российский патент 1998 года по МПК E21B43/00 

Изобретение относится к области эксплуатации скважин глубинными штанговыми насосами и может быть использовано в нефтяной промышленности.

Известна глубинно-насосная установка, содержащая штанговый насос с газосепаратором и патрубком, установленными на приеме насоса, хвостовиком, отделенным от газосепаратора перегородкой, причем хвостовик смонтирован на пакере с опорой об обсадную колонну [1] Пакером перекрыто межтрубное пространство, верх хвостовика над пакером и газосепаратором перфорированы для циркуляции газожидкостной смеси и газа. Для стравливания избыточного газа из межтрубного пространства в выкидную линию на устьевой арматуре предусмотрен перепускной клапан.

Однако известное устройство не обеспечивает безотказную работу насоса при откачке загрязненной твердыми межпримесями жидкости, например, мельчайшими частицами песка, глинистых пород и др. Кроме того, в известном устройстве не предусмотрена возможность аккумулирования попутного газа и использования его природной энергии для создания в подъемных трубах энергетического потенциала потока жидкости, способствующего предотвращению образования песчаных пробок в трубах.

Известно устройство для эксплуатации скважин с установками ШГН [2] Оно содержит колонны штанг и подъемных труб и насос, спускаемый в скважину на штангах. Колонна подъемных труб снабжена перепускным клапаном, установленным на глубине 400-800 м для стравливания из межтрубного пространства избыточного давления газа в трубы, а на устье скважины затрубное пространство перекрыто путем отключения линии стравливания газа из межтрубного пространства на выкидную линию.

Однако эффективность известного устройства при откачке из скважины нефти с высокой концентрацией твердых межпримесей низка из-за неопределенности места установки перепускного клапана. Такая неопределенность исключает возможность максимального использования природной энергии газа для борьбы с парафином и образованием в подъемных трубах песчаных пробок. Кроме того, использование лишь одного клапана в указанном интервале его спуска приводит к тому, что в межтрубном пространстве накапливается высокое давления газа, а уровень жидкости под воздействием этого давления оттесняется к приему насоса. В результате происходит прорыв газа в насос и резкое снижение его подачи.

Наиболее близким к заявляемому устройству по существу является устройство [3] выбранное в качестве прототипа. Оно содержит глубинный штанговый насос с хвостовиком-сепаратором, установленным непосредственно на приеме насоса, и кожух с хвостовиком и газовыпускными клапанами, причем насос размещен в кожухе концентрично и скреплен с его верхней частью, а газовыпускные клапаны размещены в месте крепления кожуха с насосом. Хвостовик-сепаратор устройства снабжен фильтром из мелкоячеистой сетки размерами ячеек 0,1-0,2 мм.

Однако в известном устройстве не предусмотрена возможность использования природной энергии попутного газа для создания в колонне подъемных труб энергетического потенциала потока жидкости и предотвращения накопления в подъемных трубах межпримесей и образования песчаных пробок. Кроме того, сеточный фильтр в осложненных пескопроявлениями парафинистых скважин постоянно забивается межпримесями и парафинами. Это приводит к повышению отказов насосной установки и снижению ее производительности.

Задачами изобретения являются обеспечение стабильности работы штанговых глубиннонасосных установок на осложненных скважинах парафином и высокой концентрацией твердых межпримесей в откачиваемой жидкости, а также при аномальных прорывах газа к приему насоса, и повышение производительности насосной установки.

Существенные признаки заявляемого устройства, обеспечивающие решение указанных задач, заключаются в том, что в штанговой глубиннонасосной установке, содержащей колонну подъемных труб с перепускным клапаном, штанговую колонну, насос с плунжером и хвостовиком на его приеме, размещенный в кожухе газосепаратора с газовыпускными клапанами и хвостовиком, согласно изобретению, хвостовик на приеме насоса снабжен стаканом с открытым верхом и конусным дном, на внешней образующей поверхности которого выполнены кольцевые проточки с острыми выступами, при этом объем кольцевого пространства, образованного между приемной частью хвостовика и стаканом, выбран равным объему жидкости за цикл подачи насоса, кольцевое пространство сообщено с приемом насоса через отверстия на хвостовике, суммарная площадь проходных сечений которых равна сечению кольцевого пространства, а на колонне подъемных труб ниже перепускного клапана дополнительно установлен перепускной клапан, причем его расстояние от первого клапана определено из условия

где l_к расстояние между перепускными клапанами, м;
(P_м P_в) избыточное давление в межтрубном пространстве при установившемся режиме работы скважины, МПа;
P_м, P_в давления соответственно в межтрубном пространстве и на выкидной линии скважины, МПа;
ρ_см плотность газожидкостной смеси в межтрубном пространстве, т/м³;
g ускорение свободного падения, м/с² (g 9,81 м/с²).

Сопоставительный анализ показывает, что в отличие от прототипа в заявляемом устройстве хвостовик на приеме насоса снабжен стаканом с открытым верхом и конусным дном, на внешней образующей поверхности которого выполнены кольцевые проточки с острыми выступами. Объем кольцевого пространства, образованного между приемной частью хвостовика и стаканом, выбран равным объему жидкости за цикл подачи насоса. Кольцевое пространство сообщено с приемом насоса через отверстия на хвостовике, суммарная площадь проходных сечений которых равна сечению кольцевого пространства. Кроме того, заявляемое устройство отличается дополнительным перепускным клапаном, размещенным ниже первого клапана и местом его установки, определяемым по условию (1).

Другие устройства с указанными отличительными признаками не выявлены, что позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого технического решения критерию "новизна".

Отличительные признаки заявляемого устройства, включающие хвостовик на приеме насоса со стаканом с открытым верхом и предлагаемое его исполнение, обеспечивают дополнительную сепарацию газа непосредственно перед приемом насоса и предотвращают забивание хвостовика мехпримесями. В результате устанавливается стабильная подача насоса при откачке нефти с большой концентрацией твердых мехпримесей и снижается число отказов насосной установки. Отличительные признаки, включающие дополнительный перепускной клапан и место его установки на колонне подъемных труб, определяемое из условия (1), способствуют снижению давления газа в межтрубном пространстве, исключают прорывы газа через газовыпускные отверстия газосепаратора при их засорении и обеспечивают использование природной энергии попутного газа для предотвращения отказов насосной установки на осложненных скважинах выносом песка и др. твердых мехпримесей. Таким образом, отличительные признаки заявляемого устройства обеспечивают достижение результатов в соответствии с задачами изобретения.

Изложенное показывает, что заявляемое устройство соответствует критерию "изобретательский уровень".

На чертеже схематически изображена предлагаемая штанговая энергосберегающая глубинно-насосная установка.

Установка содержит штанговый насос 1, колонну подъемных труб 2 с перепускным клапаном 3, установленным ниже нижней кромки зон отложений в подъемных трубах 2 (например, песка и парафина), хвостовик 4, смонтированный на приеме насоса 1, газосепаратор 5 с газовыпускными клапанами 6 и хвостовиком 7, опускаемым до интервала перфорации скважины. Хвостовик 7 с газосепаратором 5 предназначен для ускорения вывода обводненных скважин на режим. Штанговый насос 1 с хвостовиком 4 размещен в кожухе 8 газосепаратора 5 концентрично и образует с ним кольцевое пространство 9, служащее для транспортировки жидкости, миграции газовых пузырьков вверх и временного накопления газа под газовыпускными клапанами 6. Кожух 8 газосепаратора 5 закреплен с насосом 1 за верхнюю часть его корпуса. На хвостовике 4 предусмотрен стакан 10 с конусным дном 11, предназначенный для исключения прорыва газа в насос 1 и предотвращения срывов его подачи газом при выводе скважины на режим. По внешней образующей поверхности конусного дна 11 стакана 10 выполнены кольцевые проточки с острыми выступами 12. Приемная часть хвостовика 4 установлена в стакане 10 концентрично и образует с ним на приеме насоса 1 кольцевое пространство 13 с открытым верхом, сообщающееся с приемом насоса 1 через отверстия 14, предусмотренные на хвостовике 4. Объем кольцевого пространства 13 выбран равным объему жидкости, откачиваемой за цикл подачи насоса, а суммарная площадь проходных сечений отверстий равной сечению кольцевого пространства.

Колонна подъемных труб 2 дополнительно снабжена перепускным клапаном 15, при этом место его установки ниже клапана 3 определено по условию (1). Перепускные клапаны 3 и 15 служат для автоматического стравливания избыточного газа из межтрубного пространства скважины в полость колонны подъемных труб 2 после оттеснения уровня жидкости в межтрубном пространстве до места установки клапанов.

Заявляемое устройство работает следующим образом.

Запуск установки после ее монтажа согласно схеме на чертеже. осуществляют с загерметизированным межтрубным пространством. Продукция скважины поступает в хвостовик 7 (на чертеже показано стрелками) и поднимается вверх. По мере продвижения вверх давление в хвостовике 7 снижается до давления насыщения нефти газом, и газ выходит из растворенного состояния. Свободный газ накапливается под газовыпускными клапанами 6. В цикле всасывания вокруг стакана 10 происходит поворот потока жидкости на 180^o, при этом из жидкости выделяется газ. Одновременно выделение газа происходит при прохождении потока жидкости по острым выступам 12 кольцевых проточек на наружной поверхности конусного дна 11 стакана 10. Освободившись от газа, жидкость проходит через открытый верх стакана 10 к отверстиям 14 хвостовика 4 и поступает на прием насоса 1. Выделившийся газ вокруг стакана 10 поднимается по кольцевому пространству 9 газосепаратора 5 вверх и аккумулируется под газовыпускными клапанами 6 газосепаратора и по мере появления избыточного давления под клапанами 6 перепускается через них в межтрубное пространство. По мере выхода скважины на режим в межтрубном пространстве аккумулируется отсепарированный газосепаратором 5 попутный газ, который, не имея выхода из загерметизированного межтрубного пространства в нефтесборную сеть, оттесняет уровень жидкости скважины до первого от устья перепускного клапана 3. В результате оттеснения уровня жидкости скважины повышается подпор на приеме насоса 1, что способствует увеличению его подачи. В заявленном устройстве открытие перепускного клапан 3 происходит при превышении избыточного давления в межтрубном пространстве давления на выкидной линии скважины не менее чем на 0,5 МПа. При значительных расходах сепарируемого газа в межтрубном пространстве, например, при аномальных выбросах его из пласта в скважину, пропускная способность одного перепускного клапана 3 по газу становится недостаточной. По этой причине давление в межтрубном пространстве продолжает повышаться, а уровень жидкости оттесняться до дополнительного перепускного клапана 15. Это позволяет перепускать избыточный газ одновременно через оба клапана. В результате избыточное давление в межтрубном пространстве снижается, а уровень жидкости стабилизируется на глубине спуска дополнительного перепускного клапана 15. Таким путем предотвращается срыв подачи насоса 1 газом при аномальных выбросах газа из пласта, а также при засорениях мехпримесями или нарушениях герметичности газовыпускных клапанов 6 газосепаратора 5. Размеры проходных каналов перепускных клапанов 3 и 15 подобраны так, что при появлении избыточного давления в межтрубном пространстве обеспечивается монотонная подача газа в колонну подъемных труб 2 через указанные клапаны. Газ, проходя под давлением через клапаны 3 и 15 в подъемные трубы 2, вспенивает поток нефти, а при возвратно-поступательном движении плунжера насоса 1 в подъемных трубах образуются газовые пузыри. В процессе всплытия вверх газовые пузыри расширяются в объеме так, что на отдельных участках колонны подъемных труб 2 они заполняют полностью проходное сечение труб и проталкивают вверх вспененную нефть. Таким путем откачиваемая жидкость после прохождения через насос 1 насыщается газом, в результате чего в колонне подъемных труб 2 поток жидкости получает дополнительный энергетический потенциал. При этом в трубах возникает "фонтанный" режим потока, а скорость потока жидкости значительно увеличивается, кратно превышая критическую скорость свободного падения твердых мехпримесей в восходящем потоке жидкости. В результате содержащиеся в жидкости твердые мехпримеси полностью выносятся потоком из труб в выкидную линию скважин.

Благодаря монотонной подаче газа под избыточным давлением через перепускные клапаны 3 и 15 снижается плотность потока жидкости по всей длине колонны подъемных труб 2. При этом на приеме насоса 1 появляется дополнительный напор, что приводит соответственно к дополнительному увеличению производительности насосной установки и объемов суточной добычи нефти.

После установления "фонтанного" режима работы скважины в заявляемом устройстве штанговый насос 1 служит лишь для компенсации недостающей энергии пласта, необходимой для поддержания режима фонтанирования жидкости по колонне подъемных труб 2.

Заявляемое устройство обеспечивает полностью вынос мехпримесей по колонне подъемных труб вверх, что предотвращает запарафинирование труб и образование в них песчаных пробок. В итоге полностью исключаются отказы насосной установки по причинам указанных вредных факторов.

Заявляемое устройство испытано на скважинах Самотлорского месторождения. По данным анализа проб жидкости, содержание твердых мехпримесей в жидкости скважин составило более 5000 мг/л. После спуска устройства отказы насосной установки из-за мехпримесей полностью прекратились, при этом наработка на отказ установки в среднем повысилась в 3 раза, что обеспечило существенное увеличение МРП скважин. В период испытаний дебит жидкости увеличился в 1,3-5,5 раза.

Изложенное показывает, что заявляемое устройство отвечает критерию "промышленная применимость".

Источники информации:
1. Пирвердян А. М. Защита скважинного насоса от газа и песка М. Недра, 1986, рис. 8, с. 74.

2. Нагула В. Д. Использование затрубного газа для подъема жидкости из скважин. РНТС "Нефтепромысловое дело и транспорт нефти", ВНИИОЭНГ, вып. 3, 1985, с. 15-17.

3. Авторское свидетельство СССР N 866133, кл. E 21 B 43/00, Б.И. N 35, 1981.

Использование: в области эксплуатации скважин глубинными штанговыми насосами и может быть использовано в нефтяной промышленности. Обеспечивает стабильность работы штанговой глубинно-насосной установки на осложненных скважинах парафином и высокой концентрацией твердых мехпримесей в откачиваемой жидкости, а также при аномальных прорывах газа к приему насоса и повышение производительности насосной установки. Сущность изобретения: устройство содержит колонну подъемных труб с перепускным клапаном. На штанговой колонне помещен насос. Он имеет плунжер и хвостовик на приеме. Насос помещен в кожухе газосепаратора. Хвостовик на приеме насоса имеет стакан с открытым верхом и конусным дном. На внешней поверхности стакана выполнены кольцевые проточки с острыми выступами. Объем кольцевого пространства между приемной частью хвостовика и стаканом выбран равным объему жидкости за цикл подачи насоса. Кольцевое пространство сообщено с приемом насоса через отверстия в хвостовике. Суммарная площадь их проходных сечений равна проходному сечению кольцевого пространства. На колонне подъемных труб ниже перепускного клапана установлен дополнительный перепускной клапан. Приведена формула, по которой определено расстояние от дополнительного перепускного клапана до первого клапана. 1 ил.

Штанговая глубиннонасосная установка, содержащая колонну подъемных труб с перепускным клапаном, штанговую колонну, насос с плунжером и хвостовиком на его приеме, размещенный в кожухе газосепаратора с газовыпускными клапанами и хвостовиком, отличающаяся тем, что хвостовик на приеме насоса снабжен стаканом с открытым верхом и конусным дном, на внешней образующей поверхности которого выполнены кольцевые проточки с острыми выступами, при этом объем кольцевого пространства, образованного между приемной частью хвостовика и стаканом, выбран равным объему жидкости за цикл подачи насоса, кольцевое пространство сообщено с приемом насоса через отверстия на хвостовике, суммарная площадь проходных сечений которых равна проходному сечению кольцевого пространства, а на колонне подъемных труб ниже перепускного клапана дополнительно установлен перепускной клапан, причем его расстояние от первого клапана определено из условия

где l_к расстояние между перепускными клапанами, м;
(P_м P_в) избыточное давление в межтрубном пространстве при установившемся режиме работы скважины, МПа;
P_м, P_в давления соответственно в межтрубном пространстве и на выкидной линии скважины, МПа;
ρ_см - плотность газожидкостной смеси в межтрубном пространстве, т/м³;
g ускорение свободного падения.