Глубинно-насосная установка для беструбной эксплуатации скважины Российский патент 2023 года по МПК F04B47/02 

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для эксплуатации добывающих скважин глубинно-насосной установкой с подъемом продукции по эксплуатационной колонне, в том числе с высоковязкой продукцией, а также в скважинах малого диаметра.

Известна стандартная штанговая скважинная насосная установка, состоящая из привода, колонны насосных штанг, скважинного насоса, вспомогательного оборудования (фильтры, газовые и песочные якоря), колонны насосно-компрессорных труб. При работе скважинного насоса, приводимого в действие через колонну насосных штанг, жидкость по колонне НКТ поднимается к устью скважины, откуда поступает в систему сбора (А.Г.Молчанов, В.Л.Чичеров. «Нефтепромысловые машины и механизмы» Учебник для техникумов. 2-е изд-е, перераб. и доп.М., «Недра», 1983, с.34-37).

Недостатком установки является большая металлоемкость из-за применения колонны НКТ, увеличение продолжительности подземного ремонта, осложнения из-за роста амплитуды нагрузок на штанговую колонну при добыче высоковязкой продукции, особенно в скважинах малого диаметра (эксплуатационные колонны диаметром 102 и 114 мм).

Известна глубинно-насосная установка с насосом обсадной трубы (Добыча нефти глубинными штанговыми насосами. Шеллер-Блекманн ГМБХ, Терниц, Австрия, 1988, с.24). Глубинно-насосная установка содержит скважинный насос с узлом крепления, колонну насосных штанг с центраторами и якорный пакер, установленный в обсадной трубе скважины. Штанговый насос опускается в скважину на колонне насосных штанг, и на заданной глубине узел крепления фиксируется в якорном пакере. При работе насоса подъем продукции скважины осуществляется по колонне обсадных труб.

Недостатки глубинно-насосной установки:

- невозможность глушения скважины при проведении ремонта предполагает использование установки только на скважинах, имеющих пластовое давление ниже гидростатического, что сужает область применения установки;

- низкий коэффициент наполнения штангового насоса, поскольку весь газ, поступающий из продуктивного пласта вместе с жидкостью, попадает в насос, скапливаясь в подпакерном пространстве.

Известна глубинно-насосная установка для эксплуатации добывающих скважин, включающая штанговый насос, содержащий цилиндр, приемный клапан, плунжер с нагнетательным клапаном, присоединенный к колонне насосных штанг с центраторами, узел крепления и якорный пакер. Глубинно-насосная установка дополнительно снабжена центратором, установленным в верхней части цилиндра штангового насоса и перепускным устройством, размещенным между приемным клапаном и узлом крепления, при этом нагнетательный клапан плунжера выполнен управляемым (патент РФ № 33180, опубл. 10.10.2003).

Недостатками установки являются:

- сложность конструкции из-за применения нестандартного оборудования (центратор в верхней части цилиндра, перепускное устройство, управляемый нагнетательный клапан), снижающего надежность установки;

- низкая надежность работы установки при выполнении глушения скважины из-за необходимости подачи жидкости глушения в скважину под давлением выше расчетного допустимого на пласты. Создавая избыточное давление в скважине имеется риск прорыва закачиваемой жидкости под высоким давлением в нижележащие или вышележащие пласты, особенно в старых скважинах, на которых эксплуатационная колонна подвержена коррозии в связи с контактом добываемой жидкости;

- скапливание свободного газа в хвостовике ниже всасывающего клапана, что ухудшает работоспособность и снижает производительность насоса.

Известна глубинно-насосная установка для подъема продукции по эксплуатационной колонне скважины, содержащая цилиндр, приемный клапан, плунжер с управляемым нагнетательным клапаном, присоединенный к колонне насосных штанг с центраторами, полый хвостовик, состоящий из верхней и нижней частей, с дополнительным перепускным устройством, самоуплотняющимся пакером, упором и боковыми отверстиями (патент RU № 2361115, опубл. 10.07.2009).

Недостатками установки являются:

- сложность конструкции из-за применения нестандартного оборудования (управляемый нагнетательный клапан, перепускное устройство), снижающего надежность установки;

- низкая надежность и долговечность работы самоуплотняющегося пакера под действием раскачивающих усилий, возникающих при работе насоса;

- необходимость применения дополнительного перепускного устройства для выполнения подъема компоновки без излива скважинной жидкости из-за поршневания манжетного пакера, что при выходе перепускного отверстия из строя под действием раскачивающих усилий, возникающих при работе насоса, приведет к осложнениям, увеличению продолжительности ремонта, загрязнению прилегающей территории;

- высокая аварийность установки из-за спуска компоновки, состоящей из большого количества нестандартных элементов за одну спуско-подъемную операцию;

- невозможность замены насоса без подъема всей компоновки оборудования;

- усложнение конструкции насоса из-за применения управляемого нагнетательного клапана для откачки жидкости вместе с газом, что увеличивает его стоимость и снижает надежность;

- упор хвостовика на забой, в случае глубокого зумпфа повышается металлоемкость хвостовика, при этом высока вероятность присыпания хвостовика породой, выносимой из пласта во время эксплуатации, что повлечет аварии при демонтаже.

Известна насосная установка для беструбной эксплуатации скважины, содержащая цилиндр, приемный клапан, плунжер с управляемым нагнетательным клапаном, присоединенный к колонне насосных штанг с центраторами, полый хвостовик с самоуплотняющимся пакером, упором и боковыми отверстиями (патент RU № 131819, опубл. 27.08.2013). Сверху цилиндр соединен с патрубком большего диаметра и длины, снабженным в верхней части сужением, центратором и боковыми отверстиями, а снизу цилиндр соединен с цилиндром меньшего диаметра, с размещенным в нем плунжером, снабженным приемным клапаном. Плунжеры между собой соединены штоком. Сверху самоуплотняющийся пакер соединен с цилиндром меньшего диаметра, а снизу соединен с полым хвостовиком, между самоуплотняющимся пакером и полым хвостовиком установлен дополнительный пакер.

Недостатками установки являются:

- сложность конструкции из-за применения нестандартного оборудования (управляемый нагнетательный клапан, составные цилиндры и плунжеры, дополнительный пакер), снижающего надежность установки;

- низкая надежность и долговечность работы самоуплотняющегося пакера под действием раскачивающих усилий, возникающих при работе насоса;

- риск выполнения подъема компоновки с изливом скважинной жидкости из-за поршневания манжетного пакера, что приведет к осложнениям, увеличению продолжительности ремонта, загрязнению прилегающей территории;

- высокая аварийность установки из-за спуска компоновки, состоящей из большого количества нестандартных элементов за одну спускоподъемную операцию;

- невозможность замены насосы без подъема всей компоновки оборудования;

- усложнение конструкции насоса из-за применения управляемого нагнетательного клапана для откачки жидкости вместе с газом, что увеличивает его стоимость и снижает надежность;

- усложнение конструкции насоса из-за изменения конструкции плунжера и цилиндра, применения дополнительного пакера, что увеличивает сложность изготовления и аварийность установки.

Наиболее близкой по технической сущности является глубинно-насосная установка для беструбной эксплуатации скважины, включающая штанговый насос, содержащий цилиндр, приемный клапан, плунжер с управляемым нагнетательным клапаном, присоединенный к колонне насосных штанг с центраторами, соединенной с полированным штоком, полый хвостовик с упором, пакером и перепускным устройством, содержащим цилиндр с боковыми каналами и полый поршень (патент RU № 99832, опубл. 27.11.2011). Глубинно-насосная установка снабжена дополнительными центраторами, установленными в верхней части цилиндра штангового насоса и на полом хвостовике, а также упором-центратором, выполненным с максимально допустимым диаметром, установленным на нижнем конце полого хвостовика. Полированный шток выполнен длиной большей, чем суммарная длина возможного осевого перемещения плунжера в цилиндре насоса и полого поршня в цилиндре перепускного устройства. При этом приемный клапан выполнен широкопроходным.

Недостатками данной установки являются:

- сложность конструкции из-за применения нестандартного оборудования (перепускное устройство и дополнительное перепускное устройство, упор-центратор, управляемый нагнетательный клапан, широкопроходной приемный клапан, центраторы в верхней части цилиндра), снижающего надежность работы установки в скважине малого диаметра;

- узкая область применения установки, ограничивающая ее применение для скважин с высоким газовым фактором, так как скопившийся свободный газ в хвостовике снижает работоспособность и снижает производительность насоса;

- низкая надежность и долговечность работы самоуплотняющегося пакера под действием раскачивающих усилий, возникающих при работе насоса;

- необходимость применения дополнительного перепускного устройства для предотвращения излива скважинной жидкости при подъеме оборудования из-за поршневания манжетного пакера, что при выходе перепускного отверстия из строя под действием раскачивающих усилий, возникающих при работе насоса, приведет к осложнениям, увеличению продолжительности ремонта, загрязнению прилегающей территории;

- высокая аварийность установки из-за спуска компоновки, состоящей из большого количества нестандартных элементов, за одну спуско-подъемную операцию;

- невозможность замены насоса без подъема всей компоновки оборудования.

Техническим результатом является упрощение конструкции глубинно-насосной установки для осуществления подъема продукции, в том числе высоковязкой с высоким содержанием свободного газа, по эксплуатационной колонне в скважинах малого диаметра, обеспечение возможности глушения скважины (задавкой в пласт в случае аномально высокого пластового давления и невозможности снизить пластовое давление по условиям разработки), предотвращение влияния свободного газа на приеме насоса и предотвращение осложнений при спуске и стыковке насоса.

Технический результат достигается глубинно-насосной установкой для беструбной эксплуатации скважины, содержащей цилиндр с приемным клапаном, плунжер с нагнетательным клапаном, присоединенный к колонне насосных штанг с центраторами, соединенной сверху с полированным штоком, присоединённым к наземному приводу, полый хвостовик с пакером, перепускное устройство в виде бокового канала, открываемого при ходе плунжера вниз.

Согласно изобретению цилиндр оснащен верхним вставным ниппелем, герметично взаимодействующим с верхней замковой опорой хвостовика, закрепленного в механическом пакере, плунжер изготовлен длиной не менее хода наземного привода, боковой канал выполнен в цилиндре с возможностью постоянного перекрытия плунжером изнутри при перемещении плунжера между верхней и нижней мертвыми точками во время работы наземного привода, цилиндр изготовлен с удлинителем снизу для возможности спуска плунжера ниже мертвой точки с открытием бокового канала после остановки работы наземного привода.

На фиг. 1 изображен общий вид установки во время эксплуатации.

На фиг. 2 изображена установка во время глушения или стравливания газа.

Глубинно-насосная установка 1 (фиг. 1 и 2) для беструбной эксплуатации скважины содержит цилиндр 2 с приемным клапаном 3, плунжер 4 с нагнетательным клапаном 5, присоединенный к колонне насосных штанг 6 с центраторами 7, соединенной сверху с полированным штоком, присоединённым к наземному приводу, полый хвостовик с пакером 8. Цилиндр 2 оснащен верхним вставным ниппелем, герметично взаимодействующим с верхней замковой опорой 9 хвостовика. Вставной штанговый насос размещен в насосно-компрессорной трубе 10. На боковой поверхности цилиндр выполнено отверстие 11, выполняющего роль перепускного устройства в виде бокового канала, открываемого при перемещении плунжера насоса вниз в нижнюю мертвую точку.

Плунжер 4 изготовлен длиной не менее хода наземного привода. Боковой канал выполнен в цилиндре с возможностью постоянного перекрытия плунжером изнутри при перемещении плунжера между верхней и нижней мертвыми точками во время работы наземного привода. Цилиндр изготовлен удлиненным снизу с удлинителем 12 для возможности спуска плунжера ниже мертвой точки с открытием бокового канала после остановки работы наземного привода.

Глубинно-насосная установка для беструбной эксплуатации скважины работает следующим образом.

После спуска и посадки якорного пакера в эксплуатационной колонне 13 выше продуктивного пласта 14, производят спуск штангового насоса на колонне насосных штанг 6 до фиксации узла крепления в якорном пакере, при этом надпакерное и подпакерноe пространства разобщены.

Затем глубинно-насосную установку запускают в работу. Привод (на схеме не показан) через колонну насосных штанг 6 передает возвратно-поступательное движение плунжеру 4. Добываемая продукция из пласта 14 поступает на прием насоса, далее в надпакерное пространство, к устью скважины и сборную линию. Центраторы 7 предотвращают износ штанг 6 и эксплуатационной колонны 13.

Механический пакер позволяет разобщить надпакерное и подпакерное пространство, при этом его преимуществом является исключение эффекта поршневания и излива жидкости при подъеме оборудования, которое происходит при использовании манжетного пакера, что требует использование специальных сложных перепускных устройств в приведенных аналогах. Стыковка насоса к пакеру обеспечивает подъем продукции по эксплуатационной колонне, в том числе с высоковязкой продукцией, а также в скважинах малого диаметра.

Контролируют скапливание газа в хвостовике по динамограмме (форма «влияние газа»). При фиксировании скапливания газа в хвостовике производят остановку скважины и спускают плунжер 4 в крайнее нижнее положение для открытия отверстия 11 и выхода свободного газа из подпакерного пространства в надпакерное (фиг. 2). В процессе эксплуатации газ постепенно скапливается в подпакерном пространстве, уменьшая наполнение и коэффициент подачи насоса, что влечет за собой потери нефти. При открытии отверстия газ стравливается в надпакерное пространство, что после обратной переподгонки плунжера и запуске установки в работу позволяет обеспечить необходимый отбор жидкости и нефти и исключить необходимость применения сложных и ненадежных управляемых клапанов. Отверстие 11 выполнено, например, диаметром 10 мм в середине цилиндра 2.

Для обеспечения возможности глушения скважины необходимо произвести остановку скважины и спуск плунжера в крайнее нижнее положение с сообщением надпакерного и подпакерного пространств (фиг. 2), что позволит произвести глушение скважины, в том числе даже в случае обрыва штанг (плунжер в этом случае сам окажется в нижнем положении).

Таким образом, предлагаемая глубинно-насосная установка при значительном упрощении конструкции позволяет выполнять подъем продукции скважины, по эксплуатационной колонне малого диаметра, выполнять глушение скважины, предотвращая влияние свободного газа на приеме насоса и осложнений при спуске и стыковке насоса за счет возможности спуска насоса отдельной спуско-подъемной операцией, а также исключить излив жидкости при подъеме оборудования из-за исключения эффекта поршневания. Установка позволяет расширить арсенал средств для беструбной эксплуатации скважины малого диаметра, обеспечивая подъем высоковязкой продукции с высоким содержанием свободного газа.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к глубинно-насосной установке для беструбной эксплуатации скважины. Установка содержит цилиндр 2 с приемным клапаном 3, плунжер 4 с нагнетательным клапаном 5, присоединенный к колонне насосных штанг 6, соединенной сверху со штоком, присоединённым к наземному приводу, полый хвостовик с пакером 8, перепускное устройство в виде бокового канала, открываемого при ходе плунжера 4 вниз. Цилиндр 2 оснащен верхним вставным ниппелем, герметично взаимодействующим с верхней замковой опорой 9 хвостовика, закрепленного в механическом пакере 8. Плунжер 4 изготовлен длиной не менее хода наземного привода. Боковой канал выполнен в цилиндре 2 с возможностью постоянного перекрытия плунжером 4 изнутри при перемещении плунжера 4 между верхней и нижней мертвыми точками во время работы наземного привода. Цилиндр 2 изготовлен с удлинителем 12 снизу для возможности спуска плунжера 4 ниже мертвой точки с открытием бокового канала после остановки работы наземного привода. Изобретение направлено на упрощение конструкции установки. 2 ил.

Глубинно-насосная установка для беструбной эксплуатации скважины, содержащая цилиндр с приемным клапаном, плунжер с нагнетательным клапаном, присоединенный к колонне насосных штанг с центраторами, соединенной сверху с полированным штоком, присоединённым к наземному приводу, полый хвостовик с пакером, перепускное устройство в виде бокового канала, открываемого при ходе плунжера вниз, отличающаяся тем, что цилиндр оснащен верхним вставным ниппелем, герметично взаимодействующим с верхней замковой опорой хвостовика, закрепленного в механическом пакере, плунжер изготовлен длиной не менее хода наземного привода, боковой канал выполнен в цилиндре с возможностью постоянного перекрытия плунжером изнутри при перемещении плунжера между верхней и нижней мертвыми точками во время работы наземного привода, цилиндр изготовлен с удлинителем снизу для возможности спуска плунжера ниже мертвой точки с открытием бокового канала после остановки работы наземного привода.