СПОСОБ ОЧИСТКИ КОЛОННЫ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ МЕХАНИЗИРОВАННЫМ СПОСОБОМ Российский патент 2000 года по МПК E21B37/02 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для добычи жидких углеводородов.

Известен способ добычи жидких углеводородов с помощью установки одноразмерной колонны подъемных труб с амортизатором на нижнем конце, устьевой арматуры с верхним пружинным амортизатором, автомата-регулятора циклов и выкидного клапана с мембранно-исполнительным механизмом (МИМ) [1].

Известный способ может работать с плунжером или без него, управление работой установки осуществляется автоматом-регулятором циклов, действующим (т. е. открывающим и закрывающим выкидной клапан), либо по заданным величинам затрубного давления, либо по заданным интервалам времени или по комбинированному использованию давления и времени.

Известен также способ эксплуатации скважин погружными электроцентробежными насосами [2] . При этом способе эксплуатации скважинная жидкость поступает в нефтесборную сеть не за счет энергии продуктивного пласта, а за счет работы погружного электроцентробежного насоса.

При данном способе эксплуатации погружной электроцентробежный насос на колонне насосно-компрессорных труб спускается в скважину и кабелем соединяется со станцией управления, находящейся на поверхности - прототип.

Недостатком данного способа является то, что, если он применяется на малодебитном или периодически работающем фонде скважин, то резко возрастает возможность отложений парафина и смол в колонне насосно-компрессорных труб, что требует дополнительных затрат на проведение мероприятий по депарафинизации, а также увеличивает вероятность выхода из строя насосной установки.

Цель изобретения - эффективное использование добывных возможностей скважины и снижение затрат на добычу нефти, связанных с депарафинизацией колонны насосно-компрессорных труб.

Поставленная цель достигается тем, что станция управления работой погружного электроцентробежного насоса дополнительно оборудована блоком, включающим и выключающим погружной электроцентробежный насос по заданному интервалу времени, а в колонне насосно-компрессорных труб установлен стоп-якорь на расчетной глубине и над ним распложен летающий скребок, который в своем нижнем положении, находясь на стоп-якоре, представляет собой колонный разделитель, перекрывающий проходное сечение насосно-компрессорных труб, и таковым остается, двигаясь вверх до устья скважины с потоком жидкости, при включении в работу погружного электроцентробежного насоса, производя при этом очистку стенок колонны насосно-компрессорных труб от парафино-смолистых отложений, а в крайнем верхнем положении он разъединяется на две части, каждая из которых в отдельности не перекрывает проходного сечения колонны насосно-компрессорных труб и опускается на стоп-якорь, причем скорость падения в потоке жидкости нижней части за счет подобранных сечений выше, чем верхней, а опустившись на стоп-якорь, они соединяются и опять перекрывают проходное сечение колонны насосно-компрессорных труб.

На чертеже представлена схема осуществления заявляемого способа очистки колонны насосно-компрессорных труб при добыче нефти механизированным способом где:
1-эксплуатационная колонна;
2-колонна насосно-компрессорных труб;
3-стоп-якорь;
4-нижний амортизатор;
5-летающий скребок;
6-специальный лубрикатор;
7-верхний амортизатор;
8-сбивной и обратный клапаны;
9-погружной электроцентробежный насос;
10-выкидная линия в нефтесбор;
11-станция управления;
Способ реализуется следующим образом:
Скважина находится в накоплении, при достижении максимального уровня жидкости в эксплуатационной колонне-1 станция управления-11 через специальный блок подает электроэнергию и включает в работу погружной электроцентробежный насос-9. В этот момент летающий скребок-5 находится на нижнем амортизаторе-4 стоп-якоря-3 и представляет собой колонный разделитель, перекрывающий проходное сечение колонны насосно-компрессорных труб-2. Под напором жидкости, развиваемым погружным электроцентробежным насосом-9, летающий срекбок-5 движется вверх, производя при этом очистку внутренней поверхности колонны насосно-компрессорных труб-2 от парафино-смолистых отложений. В крайнем верхнем положении он ударяется о верхний амортизатор-7 специального лубрикатора-6 и разделяется на две части, каждая из которых в отдельности не перекрывает проходного сечения колонны насосно-компрессорных труб-2 и имеет возможность опускаться вниз при восходящем потоке жидкости, а скважинная жидкость через линию в нефтесбор-10 поступает в промысловую нефтесборную сеть. Тогда как две части летающего скребка-5 опускаются на стоп-якорь-3, соединяются между собой и опять перекрывают проходное сечение колонны насосно-компрессорных труб-2 - цикл повторяется.

Таким образом, заявляемый способ более эффективен и экономичен по сравнению со способом прототипа и позволяет существенно снизить себестоимость добычи нефти.

Источники информации
1. И. Г. Белов. Теория и практика периодического газлифта. М., "Недра", 1975, с. 10 - 18.

2. Ш.К.Гаматудинов. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. М., "Недра", 1983, с. 244 - 246.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для добычи жидких углеводородов. В схему добычи нефти механизированным способом совместно с погружным электроцентробежный насосом включен летающий скребок. В своем нижнем положении скребок, находясь на стоп-якоре, представляет собой колонный разделитель, перекрывающий проходное сечение насосно-компрессорных труб. Двигаясь вверх до устья скважины с потоком жидкости, при включении в работу погружного электроцентробежного насоса скребок производит очистку стенок колонны насосно-компрессорных труб от парафино-смолистых отложений. В крайнем верхнем положении скребок разъединяется на две части, каждая из которых в отдельности не перекрывает проходного сечения колонны насосно-компрессорных труб. Эти две части опускаются на стоп-якорь, причем скорость падения в потоке жидкости нижней части за счет подобранных сечений выше, чем верхней. Опустившись на стоп якорь, эти части соединяются и опять перекрывают проходное сечение колонны насосно-компрессорных труб. Эффективно используются добывные возможности скважины и снижаются затраты на добычу нефти, связанные с депарафинизацией колонны насосно-компрессорных труб. 1 ил.

Способ очистки колонны насосно-компрессорных труб при добыче нефти механизированным способом, включающий в себя погружной электроцентробежный насос, станцию управления его работой, колонну насосно-компрессорных труб и летающий скребок, отличающийся тем, что, с целью эффективного использования добывных возможностей скважины и снижения затрат на добычу нефти, связанных с депарафинизацией колонны насосно-компрессорных труб, станция управления работой погружного электроцентробежного насоса дополнительно оборудована блоком, включающим и выключающим погружной электроцентробежный насос по заданному интервалу времени, а в колонне насосно-компрессорных труб установлен стоп-якорь на расчетной глубине и над ним расположен летающий скребок, который в своем нижнем положении, находясь на стоп-якоре, представляет собой колонный разделитель, перекрывающий проходное сечение насосно-компрессорных труб, и таковым и остается, двигаясь вверх до устья скважины с потоком жидкости, при включении в работу погружного электроцентробежного насоса, производя при этом очистку стенок колонны насосно-компрессорных труб от парафино-смолистых отложений, а в крайнем верхнем положении он разъединяется на две части, каждая из которых в отдельности не перекрывает проходного сечения колонны насосно-компрессорных труб и опускается на стоп-якорь, причем скорость падения в потоке жидкости нижней части за счет подобранных сечений выше, чем верхней, а опустившись на стоп-якорь, они соединяются и опять перекрывают проходное сечение колонны насосно-компрессорных труб.