Способ эксплуатации вставного скважинного штангового насоса Российский патент 2023 года по МПК E21B43/12 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при добыче нефти из нефтяных скважин штанговыми глубинными насосами (ШГН).

Известен способ насосной откачки газовых вод из скважины (авторское свидетельство SU № 72602, МПК F04В 47/02, опубл. 1948), включающее при снижении уровня пьезометрического жидкости в скважине нагнетание воздуха под давлением, достаточным для компенсации потери давления газовой воды на забое скважины.

Известен также способ эксплуатации скважинного штангового насоса (патент RU № 2213884, F04В 47/02, опубл. 10.10.2003 Бюл. № 28), 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.

Наиболее близким по технической сущности является способ эксплуатации нефтяных наклонно-направленных скважин и скважин с боковыми стволами (патент RU № 2699504, МПК Е21В 43/00, F04В 47/02, опубл. 05.09.2019 Бюл. № 25), реализуемый посредством использования штанговых скважинных насосных установок, состоящих из поверхностного привода с узлом подвески колонны насосных штанг, колонны насосных, насосно-компрессорных труб штанг (лифтовых труб) и погружного насоса, при этом на участке набора кривизны ствола скважины установлены гибкие канатные штанги, а прямолинейные участки ствола скважины оборудованы жесткими штангами, причем скорость поступательного движения колонны насосных штанг при опускании плунжера погружного насоса ограничивают по условию обеспечения в точке подвеса колонны насосных штанг минимально допустимой нагрузки, равной суммарному весу насосных штанг в скважинной жидкости на участке колонны насосных штанг от канатной подвески до заделки с гибкой канатной штангой.

Недостатками всех способов являются низкий ресурс работы замковых элементов, выходящих из строя после 3 – 4 извлечений для обслуживания штанговых насосов, на лифтовых трубах, по которым производится поднятие продукции пласта из скважины на поверхность, и, как следствие, необходимость извлечения лифтовых труб после извлечения штанговых насосов для ремонта и/или замены замковых элементов, что приводит к большим временным и материальным затратам.

Техническим результатом предполагаемого изобретения являются создание способа эксплуатации вставного скважинного штангового насоса, позволяющего увеличить суммарный срок службы герметизирующего и замкового элементов лифтовых труб за счет их дублирования – установки дополнительных герметизирующего и замкового элемента.

В качестве технического решения предлагается способ эксплуатации вставного скважинного штангового насоса, включающий размещение в скважине лифтовых труб с основными герметизирующим и замковым элементами для герметичного взаимодействия и фиксации в интервале установки соответственно с ниппелем и захватом спускаемого в эти трубы вставного скважинного штангового насоса на колонне насосных штанг, соединяемых при помощи узла подвески с поверхностным приводом, приводящим в работу вставной скважинный штанговый насос.

Новым является то, что перед спуском лифтовые трубы выше основных герметизирующего и замкового элементов оснащают дополнительными герметизирующим и замковым элементами большего диаметра, чем основные, а после выхода из строя основного замкового элемента перед спуском в лифтовую колонну вставной скважинный штанговый насос оснащают манжетой и зацепом для соответственного герметичного взаимодействия с дополнительными герметизирующим и замковым элементами.

На фиг. 1 изображена схема установки в скважине вставного скважинного штангового насоса в основные герметизирующее и замковое элементы в продольном разрезе.

На фиг. 2 изображена схема установки в скважине вставного скважинного штангового насоса в дополнительные герметизирующее и замковое элементы в продольном разрезе.

Конструктивные элементы, технологические соединения и уплотнения, не влияющие на реализацию способа, на чертежах (фиг. 1 и 2) не показаны ли показаны условно.

Способ эксплуатации вставного скважинного штангового насоса 1 (фиг. 1 и 2) включает размещение в скважине лифтовых труб 2 с основными и большего диаметра расположенными выше дополнительными герметизирующими 3 и 4 и замковыми 5 и 6 элементами для герметичного соответственно взаимодействия и фиксации в интервале установки соответственно с ниппелем 7 (фиг. 1, показан условно) и захватом 8 или большего диаметра дополнительными манжетой 9 (фиг. 2) и зацепом 10 спускаемого в эти трубы вставного скважинного штангового насоса 1 (фиг. 1 и 2) на колонне насосных штанг 11, соединяемых при помощи узла подвески с поверхностным приводом (на фиг. 1 и 2 не показаны), приводящим в работу вставной скважинный штанговый насос 1. Причем вставной скважинный штанговый насос 1 перед спуском в лифтовые трубы 2 оснащают манжетой 9 (фиг. 2) и зацепом 10 после выхода из строя основного замкового элемента 5 для соответственного герметичного взаимодействия с дополнительными герметизирующим 4 и замковым 6 элементами.

Способ реализуется в следующей последовательности.

В скважину 12 (фиг. 1 и 2) с вскрытым перфорацией 13 продуктивным пластом 14 спускают лифтовые трубы 2 с основными и большего диаметра расположенными выше дополнительными герметизирующими 3 и 4 и замковыми 5 и 6 элементами. На виды герметизирующих 3 и 4 и замковых 5 и 6 элементов авторы не претендуют, так как они известны различных типоразмеров из открытых источников. Вставной скважинный штанговый насос 1 (фиг. 1) оснащают ниппелем 7 и захватом 8 (они также широко известны из открытых источников) под основные герметизирующий 3 и замковые 5 элементы соответственно. После чего вставной скважинный штанговый насос 1 на колонне насосных штанг 11 спускают в лифтовые трубы 7 до герметичного взаимодействия ниппеля 7 с основным герметизирующим элементом 3, а захвата 8 – с основным замковым элементом 5 для фиксации в интервале установки. При этом дополнительные герметизирующий 4 и замковые 6 элементы из-за большего диаметра не мешают спускоподъемным операциям с вставным скважинным штанговым насосом 1. Устье (не показано) скважины 12 герметизируют устьевой арматурой, а колонну насосных штанг 11 соединяют при помощи узла подвески с поверхностным приводом, который придает возвратно-поступательное движение колонне насосных штанг 11 с плунжером 15 внутри цилиндра 16 вставного скважинного штангового насоса 1, перекачивая продукцию пласта 14 на поверхность.

По мере работы вставного скважинного штангового насоса 1 возникает необходимость его периодического технического обслуживания и ремонта. Для чего разбирают устьевую арматуру и при помощи колонны насосных штанг 11 из лифтовых труб 2 извлекают вставной скважинный штанговый насос 1, предварительно извлекая ниппель 7 из основного герметизирующего элемента 3 и срывая захват 8 из основного замкового элемента 5. При этом проверяют усилие срыва захвата 8 из основного замкового элемента 5, снимая показания с устьевого индикатора веса (УИВ – не показан): на сколько вырастает вес вставного скважинного штангового насоса 1 с колонной насосных штанг 11, если в пределах допустимого (указано в паспортах поставщиков замковых элементов 5), то соединение этого замкового элемента 5 с захватом 8 исправно. После технического обслуживания вставной скважинный штанговый насос 1 опять на колонне насосных штанг 11 спускают в лифтовые трубы 2 до герметичного взаимодействия ниппеля 7 с основным герметизирующим элементом 3, а захвата 8 – с основным замковым элементом 5 для фиксации в интервале установки. Соединение ниппеля 7 с основным герметизирующим элементом 3 опрессовывают нагнетанием жидкости устьевым насосом (не показан) в лифтовую колонну 2. Если давление не падает, то все герметично. После чего вставной скважинный штанговый насос 1 опять запускают в работу для подъёма продукции пласта 14 на поверхность.

При выходе из строя соединения основного замкового элемента 5 с захватом 8 при резком снижении за пределы допустимого усилия срыва и/или не герметичности соединения ниппеля 7 с основным герметизирующим элементом 3 при снижении давления внутри лифтовых труб 2 и/или циркуляции жидкости из затрубья лифтовых труб 2 при опрессовке принимают решение о переустановке его в интервал установки дополнительных герметизирующего 4 и замкового 6 элементов после извлечения из скважины 12 вставного скважинного штангового насоса 1. На месторождениях Республики Татарстан (РТ) такое происходит через 3 – 6 спускоподъемных операций со вставным скважинным штанговым насосом 1. принимают решение о переустановке его в интервал установки дополнительных герметизирующего 4 и замкового 6 элементов. Для этого вставной скважинный штанговый насос 1 (фиг. 2) оснащают манжетой 9 (самоуплотняющаяся манжета, кольцевое уплотнение, набор кольцевых уплотнений или т.п. – авторы не претендуют на это), и зацепом 10 (любой известной конструкции – авторы не претендуют на это) и спускают на колонне насосных штанг 11 в лифтовые трубы 2 до герметичного взаимодействия соответственно с дополнительными герметизирующим 4 и замковым 5 элементами для герметичной фиксации в интервале установки. Устье скважины 12 герметизируют устьевой арматурой, а колонну насосных штанг 11 соединяют при помощи узла подвески с поверхностным приводом, который придает возвратно-поступательное движение колонне насосных штанг 11 с плунжером 15 внутри цилиндра 16 вставного скважинного штангового насоса 1, перекачивая продукцию пласта 14 на поверхность.

По мере работы вставного скважинного штангового насоса 1 возникает необходимость его периодического технического обслуживания и ремонта. Для чего разбирают устьевую арматуру и при помощи колонны насосных штанг 11 из лифтовых труб 2 извлекают вставной скважинный штанговый насос 1, предварительно извлекая манжету 9 из дополнительного герметизирующего элемента 4 и срывая зацеп 10 из дополнительного замкового элемента 6. При этом проверяют усилие срыва зацепа 10 из дополнительного замкового элемента 6, снимая показания с устьевого индикатора веса (УИВ – не показан): на сколько вырастает вес вставного скважинного штангового насоса 1 с колонной насосных штанг 11, если в пределах допустимого (указано в паспортах поставщиков замковых элементов 6), то соединение этого замкового элемента 6 с зацепом 10 исправно. После технического обслуживания вставной скважинный штанговый насос 1 опять на колонне насосных штанг 11 спускают в лифтовые трубы 2 до герметичного взаимодействия манжеты 9 с дополнительным герметизирующим элементом 4, а зацепа 10 – с дополнительным замковым элементом 6 для фиксации в интервале установки. Соединение манжеты 9 с дополнительным герметизирующим элементом 4 опрессовывают нагнетанием жидкости устьевым насосом (не показан) в лифтовую колонну 2. Если давление не падает, то все герметично. После чего вставной скважинный штанговый насос 1 опять запускают в работу для подъёма продукции пласта 14 на поверхность.

При выходе из строя соединения дополнительного замкового элемента 6 с зацепом 10 при резком снижении за пределы допустимого усилия срыва и/или не герметичности соединения манжеты 9 с дополнительным герметизирующим элементом 4 при снижении давления внутри лифтовых труб 2 и/или циркуляции жидкости из затрубья лифтовых труб 2 при опрессовке принимают решение о замене лифтовых труб 2 с основными и большего диаметра расположенными выше дополнительными герметизирующими 3 и 4 и замковыми 5 и 6 элементами. На месторождениях РТ такое происходит из-за больших размеров и более крупных конструктивных элементов манжеты 9 и зацепа 10 через после 5 – 8 спускоподъемных операций со вставным скважинным штанговым насосом 1. То есть период извлечения лифтовых труб 2 для замены герметизирующих 3 и 4 и замковых 5 и 6 элементов вырастает в 1,7 – 4,6 раза,

Предлагаемый способ эксплуатации вставного скважинного штангового насоса позволяет увеличить суммарный срок службы герметизирующего и замкового элементов в 1,7 – 4,6 раза лифтовых труб за счет их дублирования – установки дополнительных герметизирующего и замкового элемента.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при добыче нефти из нефтяных скважин штанговыми глубинными насосами. Техническим результатом является повышение суммарного срока службы герметизирующего и замкового элементов лифтовых труб за счет их дублирования. Заявлен способ эксплуатации вставного скважинного штангового насоса, включающий размещение в скважине лифтовых труб с основными герметизирующим и замковым элементами для герметичного взаимодействия и фиксации в интервале установки соответственно с ниппелем и захватом спускаемого в эти трубы вставного скважинного штангового насоса на колонне насосных штанг, соединяемых при помощи узла подвески с поверхностным приводом, приводящим в работу вставной скважинный штанговый насос. При этом перед спуском лифтовые трубы выше основных герметизирующего и замкового элементов оснащают дополнительными герметизирующим и замковым элементами большего диаметра, чем основные. После выхода из строя основного замкового элемента перед спуском в лифтовые трубы вставной скважинный штанговый насос оснащают манжетой и зацепом для соответственного герметичного взаимодействия с дополнительными герметизирующим и замковым элементами. 2 ил.

Способ эксплуатации вставного скважинного штангового насоса, включающий размещение в скважине лифтовых труб с основными герметизирующим и замковым элементами для герметичного взаимодействия и фиксации в интервале установки соответственно с ниппелем и захватом спускаемого в эти трубы вставного скважинного штангового насоса на колонне насосных штанг, соединяемых при помощи узла подвески с поверхностным приводом, приводящим в работу вставной скважинный штанговый насос, отличающийся тем, что перед спуском лифтовые трубы выше основных герметизирующего и замкового элементов оснащают дополнительными герметизирующим и замковым элементами большего диаметра, чем основные, а после выхода из строя основного замкового элемента перед спуском в лифтовые трубы вставной скважинный штанговый насос оснащают манжетой и зацепом для соответственного герметичного взаимодействия с дополнительными герметизирующим и замковым элементами.