СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИННОГО ШТАНГОВОГО НАСОСА Российский патент 2003 года по МПК F04B47/02 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для добычи нефти.

Известен способ разработки линзовидной нефтяной залежи (а.с. 1717800, БИ 9, 1992) через добывающую скважину, если эта залежь вскрыта одной скважиной. Этот способ предполагает закачку реагентов (компенсационной жидкости) в нефтедобывающую скважину до насыщения линзовой зоны через предварительно спущенную колонну насосно-компрессорных труб (НКТ). После закачки реагентов скважину закрывают, давление контролируют по манометру, установленному в затрубном пространстве. После стабилизации давления производят глушение скважины. Предназначенную для закачки реагентов колонну НКТ поднимают на устье и спускают колонну НКТ с соответствующим насосом (ШГН или ЭЦН) для добычи нефти. При этом нефть добывается до снижения пластового давления и дебита скважины до допустимых значений, после чего цикл закачки и отбора повторяют.

Известен также способ эксплуатации скважинного штангового насоса (патент RU 2157450 Cl, E 21 В 43/00, F 04 В 47/00), состоящего из плунжера с нагнетательным клапаном, длиной плунжера, не меньшей его хода, цилиндра с отверстиями в его верхней части, расположенными выше плунжера, установленного на своем нижнем упоре. Известный насос эксплуатируется при добыче нефти и обработке призабойной зоны нефтеносного пласта, а также используется для слива жидкости из колонны насосно-компрессорных труб при их подъеме на устье.

Однако вышеописанные циклы закачки и отбора жидкости, осуществляемые по вышеописанным технологиям известными средствами производства, обходятся дорого и недостаточно производительны.

Технической задачей, поставленной в настоящем изобретении, является повышение производительности, упрощение и удешевление технологических процессов при разработке линзовой залежи.

Эта задача достигается тем, что при эксплуатации скважинного штангового насоса, состоящего из плунжера с клапаном, длиной не меньше его хода, цилиндра с отверстиями в верхней его части, расположенными выше уровня, установленного на своем нижнем упоре плунжера в процессе отбора нефти из линзовых зон нефтеносного пласта, при снижении пластового давления до допустимого значения, плунжер насоса устанавливают на свой нижний упор и через образовавшиеся вследствие последнего отверстия в верхней части цилиндра, сообщенные с межтрубным пространством, производят закачку компенсационной жидкости в линзовые зоны нефтеносного пласта.

На приведенной фигуре изображен продольный разрез скважинного штангового насоса, спущенного в скважину с эксплуатационной колонной 1.

В цилиндре 2 расположен с возможностью возвратно-поступательного движения плунжер 3 с нагнетательным клапаном 4. Внутренняя полость плунжера 3 сообщена с соответствующей полостью цилиндра 2 через отверстия 5, расположенные в верхней части плунжера 3, соединенного с колонной насосных штанг 6 через муфту 7. Внутри цилиндра 2, в нижней его части, предусмотрен нижний упор 8 цилиндра 2, а в верхней части цилиндра выполнены отверстия 9, через которые внутренняя полость цилиндра 2 сообщена с межтрубным пространством 10.

Расстояние отверстий 9 от нижнего упора 8 плунжера 3 больше, чем длина плунжера, что соответствует нерабочему положению плунжера 3 или его положению при обрыве насосных штанг 6 на каком-либо участке. Это такое положение, при котором внутренняя полость цилиндра 2, а значит, и колонны НКТ (не показана) сообщены с межтрубным пространством 10, где выполнены отверстия 9, через которые внутренняя полость цилиндра 2 сообщена с межтрубным пространством 10.

Расстояние отверстий 9 от нижнего упора 8 плунжера 3 больше, чем длина плунжера, что соответствует нерабочему положению плунжера 3 или его положению при обрыве насосных штанг 6 на каком-либо участке. Это такое положение, при котором внутренняя полость цилиндра 2, а значит, и колонны НКТ (не показана) сообщены с межтрубным пространством 10, что позволяет сливать жидкость из колонны НКТ при их подъеме на устье скважины.

Исходя из расчета закачиваемого объема реагентов закладываются диаметр, количество и схема расположения отверстий 9, после чего отверстия 9 используются для закачки реагентов в линзовые зоны нефтеносного пласта для поддержания пластового давления. После насыщения пласта плунжер 3 приводится в рабочее положение, т.е. устанавливается на таком расстоянии от нижнего упора 8 плунжера, что последний своей верхней частью перекрывает отверстия 9 и насос запускается в работу на отбор нефти. Отбор продукции продолжается до истощения пластовой энергии, после чего снова повторяют цикл закачки и отбора. При исправном состоянии глубинно-насосного оборудования подобные циклы отбора и закачки повторяются до тех пор, пока добыча станет нерентабельной.

Эксплуатация скважинного штангового насоса для закачки реагентов в линзовые зоны нефтеносного пласта позволяет сократить затраты, связанные с поддержанием пластового давления нефтедобывающей скважины, и ускоряет сам технологический процесс восстановления пластового давления с достижением наиболее полного эффекта при этом.

Изобретение предназначено для использования в добыче нефти. Скважинный штанговый насос состоит из плунжера с клапаном длиной не меньше его хода. Цилиндр имеет отверстия в верхней его части. Они расположены выше уровня, установленного на своем нижнем упоре плунжера. При эксплуатации этого насоса в процессе отбора нефти из линзовых зон нефтесосного пласта, при снижении пластового давления до допустимого значения, плунжер насоса устанавливают на свой нижний упор. Через образовавшиеся вследствие последнего отверстия, сообщенные с межтрубным пространством в верхней части цилиндра, производят закачку компенсационной жидкости в линзовые зоны нефтесосного пласта. Повышается производительность, упрощаются и удешевляются технологические процессы при разработке линзовых зон. 1 ил.

Способ эксплуатации скважинного штангового насоса, состоящего из плунжера с клапаном, длиной плунжера не меньшей его хода, цилиндра с отверстиями в верхней его части, расположенными выше уровня, установленного на своем нижнем упоре плунжера, заключающийся в том, что в процессе отбора нефти из линзовых зон нефтеносного пласта при снижении пластового давления до допустимого значения плунжер насоса устанавливают на свой нижний упор и через образовавшиеся вследствие последнего отверстия в верхней части цилиндра, сообщенные с межтрубным пространством, производят закачку компенсационной жидкости в линзовые зоны нефтеносного пласта.