СКВАЖИННАЯ ШТАНГОВАЯ НАСОСНАЯ УСТАНОВКА Российский патент 1999 года по МПК F04B47/02 

Изобретение относится к технике для добычи нефти при эксплуатации скважин, продуцирующих пластовые жидкости с высоким газосодержанием и может быть использовано в нефтяной и газовой промышленности.

Известна скважинная штанговая насосная установка (Беззубов А.В. и Шелкалин Ю. В. "Насосы для добычи нефти", М., "Недра". 1986, с. 187, рис. 81), содержащая колонны штанг и насосных труб, штанговый насос с цилиндром, плунжером, всасывающим и нагнетательным клапанами.

Недостатком этой установки является невозможность откачки газонефтяной смеси из-за срыва подачи при попадании газа в насос.

Известна скважинная штанговая насосная установка (а.с. 840473 СССР, 20.02.81), содержащая колонны штанг и насосных труб, связанный с колонной насосных труб перфорированный отверстиями кожух, в котором с зазором размещен штанговый насос с цилиндром, плунжером, всасывающим клапаном, гидравлически сообщенным с полостью кожуха, нагнетательным клапаном и обратный клапан, установленный в кожухе.

Недостатком этой установки является сложность конструкции и производства монтажных работ. Эти недостатки обусловлены наличием и необходимостью монтажа пакера.

Известна также скважинная штанговая насосная установка (а.с. 1756626, СССР, кл. F 04 B 47/02, 22.04.92), содержащая колонны штанг и насосных труб, связанный с колонной насосных труб посредством разделителя перфорированный отверстиями кожух, в котором с зазором размещен штанговый насос с цилиндром, плунжером, всасывающим клапаном, гидравлически сообщенным с полостью кожуха, нагнетательным клапаном и обратный клапан, установленный в кожухе.

Однако, недостатками этой конструкции являются:
1. Сложность конструкции, вызывающей необходимость такой сложной операции, как попарная подгонка рабочего положения плунжерных пар разделителя и штангового насоса, а также необходимостью применения полых штанг.

2. Недостаточная надежность установки ввиду, того, что при износе (повреждении) даже одной из плунжерных пар, выходит из строя вся установка.

3. Ослабление работы пласта в процессе работы скважин, продуцирующих обводненную пластовую жидкость ввиду накопления тяжелой жидкости (пластовой воды) в интервале от забоя до перфорированных отверстий кожуха и, как следствие, увеличения, противодавления столба накопившейся жидкости на пласт и, соответственно, снижения депрессии.

Технический результат, который может быть получен при осуществлении изобретения - упрощение конструкции, повышение надежности и обеспечение интенсификации воздействия на пласт путем периодической откачки накопившейся в скважине тяжелой жидкости, а также стабилизация работы штанговой насосной установки.

Указанный результат работы скважинной штанговой насосной установки, содержащей колонны штанг и насосных труб, связанный с колонной насосных труб посредством разделителя перфорированный отверстиями кожух, в котором с зазором размещен штанговый насос с цилиндром, плунжером, всасывающим клапаном, гидравлически сообщенным с полостью кожуха и нагнетательным клапаном, достигается тем, что кожух в его нижней части снабжен калиброванным отверстием.

Предложенная скважинная штанговая насосная установка (фиг.1) содержит колонну штанг 1 с закрепленным на ее конце плунжером 2, колонну насосных труб 3 с герметично соединенным с ней цилиндром 4 штангового насоса 5. Колонна насосных труб 3 содержит разделитель 6, герметично связывающий разделенные им части колонны насосных труб 3, причем, разделитель 6 выполнен в виде переводника, обеспечивающего присоединение к нему кожуха 7, перфорированного отверстиями 8. Внутри кожуха 7 размещен с зазором 9 штанговый насос 5. В нижней части кожуха 7 смонтирован клапанный корпус 10 с размещенными в нем клапанами прямого действия 11 и обратным клапаном 12. Плунжер 2 содержит нагнетательный клапан 13. Цилиндр 4 содержит всасывающий клапан 14, гидравлически сообщенный с полостью 15 кожуха 7.

В нижней части кожуха 7 вместо клапанного корпуса 10 с клапанами 11, 12 (фиг.1) размещено калиброванное отверстие 16 (фиг.2).

Скважинная штанговая насосная установка (фиг.1) работает следующим образом.

Бригада подземного ремонта опускает в скважину кожух 7, перфорированный отверстиями 8 с установленным на его конце клапанным корпусом 10, с клапаном прямого действия 11 и обратным клапаном 12, (либо с размещенным на конце кожуха 7 калиброванным отверстием 16 (фиг. 2).

После спуска кожуха 7, верхний конец его закрепляют на устье скважины и приступают к спуску цилиндра 4 штангового насоса 5 с размещенным в нем всасывающим клапаном 14 на колонне насосных труб 3 в полость кожуха 7. После спуска цилиндра 4 на глубину, обеспечивающую зазор между клапанным корпусом 10 и всасывающим клапаном 14, на свободный конец колонны насосных труб 3 наворачивают разделитель 6, после чего, разделитель 6 соединяют с кожухом 7 на устье скважины, далее, к разделителю 6 присоединяют нижний конец верхней части колонны насосных труб 3 и продолжают спуск цилиндра 4 вместе с кожухом 7 на колонне насосных труб на глубину, обеспечивающую погружение перфорированной отверстиями 8 части кожуха 7 под динамический уровень. Затем, спускают плунжер 2 с размещенным в нем нагнетательным клапаном 13 на колонне штанг 1 и производят его подгонку в цилиндре 4 обычным способом.

После окончания монтажа скважинной штанговой насосной установки к колонне штанг 1 прикладывают знакопеременные усилия и приводят ее в возвратно-поступательное движение. При этом штанговый насос 5 работает обычным способом, клапан прямого действия 11 и обратный клапан 12 закрыты (при компановке установки по фиг. 1).

При ходе колонны штанг 1 вверх вместе с ней приводится в движение плунжер 2. При этом нагнетательный клапан 13 закрыт, в полости цилиндра 4 между всасывающим 14 и нагнетательным 13 клапанами создается разрежение, всасывающий клапан 14 открывается и нефть из полости 15 поступает в цилиндр 4 штангового насоса 5. Уровень нефти в полости 15 восполняется ее поступлением из пласта по затрубному пространству через отверстия 8 кожуха 7 и зазор 9. При прохождении газонефтяной смеси из пласта снизу вверх вдоль наружной поверхности кожуха 7 раз, как наиболее легкий, отделяется и поднимается по затрубью вверх, а дегазированная нефть, через отверстия 8 кожуха 7 и зазор 9 поступает в полость 15 кожуха 7 и, далее к всасывающему клапану 14 штангового насоса 5, причем, по мере ее передвижения к всасывающему клапану 14 ввиду увеличения давления (с глубиной) и взаимодействия с поверхностями, образующими зазор 9 происходит дальнейшая глубокая дегазация добываемой нефти, в результате которой высвобождающиеся частицы свободного газа периодически прорываются через зазор 9 к верхним отверстиям 8 и далее - через них - в затрубье.

Таким образом, через всасывающий клапан 14 в цилиндр 4 штангового насоса 5 поступает дегазированная нефть. Одновременно, с этим, столб добываемой жидкости выше нагнетательного клапана 13 поднимается на поверхность и вытесняется посредством плунжера 2 в нефтесборный трубопровод.

При ходе колонны штаг 1 вниз, штанговый насос 5 работает обычным способом, а в полости 15 кожуха 7 и зазоре 9 продолжается накопление дегазированной нефти.

Далее, в процессе возвратно-поступательного движения колонны штанг 1, циклы повторяются.

В процессе работы описываемой установки при компоновке по фиг. 1 в скважине, продуцирующей обводненную пластовую жидкость, происходит накопление тяжелой жидкости (пластовой воды) с внешней стороны кожуха 7 ниже отверстий 8. При этом давление на клапан прямого действия 11 (фиг.1) снизу увеличивается за счет разницы плотностей столбов жидкостей за кожухом 7 и в зазоре 8, что приводит к открытию клапана 11, через который тяжелая жидкость напрямую поступает к всасывающему клапану 14 и уровень тяжелой жидкости снижается (что, соответственно, приводит к интенсификации работы пласта, увеличивает депрессию на пласт) до уровня клапана 11, столбы жидкости уравновешиваются, после чего клапан 11 закрывается и процесс откачки нефти продолжается через отверстия 8. Далее циклы повторяются в зависимости от скорости накопления тяжелой жидкости.

Обратный клапан 10 служит для обеспечения подъема оборудования на солнечную поверхность без нефти, т.е. для защиты окружающей среды от загрязнения.

В процессе работы описываемой установки при компоновке по фиг. 2, в скважине, продуцирующей обводненную пластовую жидкость, последняя, при достижении ею уровня калиброванного отверстия 16, поступает через это отверстие в полость 15 кожуха 7, в результате разности давлений за и внутри кожуха 7, обусловленной разностью плотностей нефти (внутри кожуха 7) и пластовой воды (за кожухом 7). Далее из полости кожуха 7 пластовая вода поступает на прием штангового насоса 5 и откачивается на солнечную поверхность, что позволяет стабилизировать работу штанговой насосной установки.

При подъеме установки на солнечную поверхность (в случае необходимости) отверстие 16 служит сливным отверстием, что обеспечивает подъем установки без нефти, т.е. обеспечивает защиту окружающей среды от загрязнения.

Использование изобретения позволяет повысить эффективность эксплуатации скважин, продуцирующих пластовые жидкости с высоким газосодержанием и с наличием пластовой воды.

Установка предназначена для использования в нефтяной и газовой промышленности для добычи нефти при эксплуатации скважин, продуцирующих пластовые жидкости с высоким содержанием газа. Содержит колонну штанг и насосных труб. Кожух имеет перфорированные отверстия и связан с колонной насосных труб посредством разделителя. Штанговый насос размещен в кожухе с зазором. Кожух в нижней части снабжен калиброванным отверстием. Стабилизируется работа штанговой насосной установки. 2 ил.

Скважинная штанговая насосная установка, содержащая колонны штанг и насосных труб, связанный с колонной насосных труб посредством разделителя перфорированный отверстиями кожух, в котором с зазором размещен штанговый насос с цилиндром, плунжером, всасывающим клапаном, гидравлически сообщенным с полостью кожуха, нагнетательным клапаном, отличающаяся тем, что кожух в его нижней части снабжен калиброванным отверстием.