Установка для предотвращения образования песчаных пробок Российский патент 2023 года по МПК F04B47/00 F04B47/02 

Изобретение относится к добыче нефти штанговыми скважинными глубинными насосами, в частности к добыче продукции скважины с повышенным выносом песка и механическими примесями.

При эксплуатации скважин с повышенным выносом песка наиболее широкое применение получили механические методы борьбы с пескопроявлением, эти методы заключаются в применении фильтров различной конструкции и гравийных набивок, а также их комбинаций.

В целом механические методы предотвращения выноса песка из пласта не лишены целого ряда недостатков, вследствие которых их эффективность невысока.

1. Фильтры имеют накладываемые техническими характеристиками принципиальные ограничения по размеру удерживаемых частиц, поэтому применимы не во всех случаях - например, при преобладании в гранулометрическом составе частиц мелких и тонкозернистых фракций, фильтры попросту бесполезны;

2. Любые фильтры имеют склонность к засорению и забиванию песком в процессе эксплуатации, что, с одной стороны, ограничивает продолжительность их эффективной работы, а с другой - требует последующего извлечения или удаления с использованием бурового оборудования;

3. Снижение дебита скважин и увеличение потерь давления после установки фильтров осложнения при последующих капитальных ремонтах скважин в скважинах с фильтрами;

4. Риск существенного снижения производительности скважины в результате завала фильтра механическими примесями и заиливания сетки проволочной навивки.

Также известны устройства многоступенчатой защиты штанговых глубинных насосов (ШГН) от механических примесей (патент РФ № 2693787, МПК E21B 43/38, опубл. 04.07.2019 г., Бюл. № 19) установленные в скважине ниже глубинного насоса и включающие крепления, ловушки для песка.

Недостаток таких устройств при преобладании в гранулометрическом составе частиц мелких и тонкозернистых фракций под движением восходящего потока жидкости не будут успевать оседать в ловушках, что приводит к абразивному износу глубинного насосного оборудования (ГНО) (насосно-компрессорные трубы (НКТ), штанги, муфты, центраторы, ШГН).

Для решения проблемы абразивного износа плунжера и цилиндра ШГН механическими примесями разработан специальный вставной насос с плунжером (Уткин М.С.: «Оборудование ООО «ЭЛКАМ» для повышения эффективности добычи нефти»: [о решении проблемы засорения оборудования механическими примесями], Инженерная практика. - 2015. - №3. - С. 44-49), оснащенный полимерными пластичными кольцами. Кольца плотно прилегают к цилиндру при движении плунжера вверх, а при ходе вниз - прижимаются к нему, тем самым снижая трение о цилиндр и, следовательно, его износ. Зазор между плунжером и цилиндром составляет десятые доли миллиметра.

Недостатком данного оборудования является быстрый износ полимерных пластичных колец.

Известна глубинно-насосная установка для добычи высоковязкой нефти (патент RU № 27651, МПК F04B 47/02, опубл. 10.02.2003 г., Бюл. № 4), включающая скважинный штанговый насос, колонну штанг, колонну НКТ, обратный клапан, перфорированный патрубок, пакер со скользящим разъемом и шток, соединяющий колонну штанг с плунжером насоса. Между перфорированным патрубком и обратным клапаном размещен разобщитель, в отверстии которого шток расположен с минимальным гарантированным радиальным зазором, обратный клапан расположен над разобщителем, а плунжер скважинного штангового насоса выполнен с управляемым нагнетательным клапаном.

Недостатками установки являются:

- попадание песка во внутреннюю полость плунжера насоса и в нагнетательный клапан во время добычи скважинной продукции с повышенным содержанием песка и при ее остановке;

- невозможность обратной промывки внутренней полости колонны штанг от песка.

Техническими задачами изобретения являются исключение попадания песка во внутреннюю полость плунжера насоса и в нагнетательный клапан во время добычи скважинной продукции с повышенным содержанием песка и при ее остановке, а также возможность обратной промывки внутренней полости колонны штанг от песка через перепускной клапан.

Технические задачи решаются установкой для предотвращения образования песчаных пробок, содержащим скважинный штанговый насос с цилиндром и плунжером, колонну штанг, колонну НКТ - насосно-компрессорных труб, заполненную по всей длине маловязкой нефтью, обратный клапан, шток, всасывающий и нагнетательный клапаны.

Новым является то, что колонна штанг и шток выполнены полыми, а шток через переводники соединен с плунжером и полой штангой, соединяющей колонну штанг с перепускным клапаном, также колонна штанг снабжена соединительными муфтами с расположенными в них обратными клапанами в количестве не менее трех и соединена с полым устьевым штоком, причем цилиндр насоса подвешен на колонне НКТ, заполненной по всей длине маловязкой нефтью, поступающей в нее через переходник, соединенный с трубодержателем устьевой арматуры и устьевым сальником, а полый устьевой шток соединен на верхнем конце с вертлюгом, соединяющим колонну штанг через гибкий рукав с нефтяной линией, также колонна штанг, полая штанга и шток выполнены проходным сечением, обеспечивающим оптимальную скорость движения восходящего потока жидкости при условии:

где ω_ос - скорость осаждения песка, м/с;

ω_ж - скорость движения восходящего потока жидкости, м/с,

где μ - динамическая вязкость жидкости, Па⋅с;

ρ ₁ - плотность жидкости, кг/м³;

d - размер песчинки, м;

Re - значение критерия Рейнольдса,

где Q - фактическая производительность насоса, м³/с;

f _лифт - площадь проходного поперечного сечения колонны полых штанг,

где F_пл - площадь плунжера скважинного штангового насоса, м²;

S ₀ - длина хода устьевого штока, м;

n - частота качаний точки подвеса штанг, мин^-1;

η - коэффициент подачи, доли ед.

На фиг. 1 изображена установка для предотвращения образования песчаных пробок в работе.

На фиг. 2 изображена установка для предотвращения образования песчаных пробок в отключенном состоянии.

Установка для предотвращения образования песчаных пробок (фиг. 1, 2) содержит трубный штанговый насос 1, плунжер 2, который через переводник 3 соединен с полым штоком 4. Полый шток 4 через переводник 5 соединен с полой штангой 6. Перепускной клапан 7 соединен с колонной полых штанг 8 через полую штангу 6. В соединительных муфтах 9 колонны полых штанг 8 расположены обратные клапаны 10 в количестве не менее трех. Цилиндр 11 трубного штангового насоса 1 подвешен на колонне НКТ 12. Колонна НКТ 12 по всей длине заполнена маловязкой нефтью. Полый устьевой шток 13 соединен с колонной полых штанг 8 и на верхнем конце с вертлюгом 14. Маловязкая нефть из резервуара 15 поступает в колонну НКТ 12 через специальный переходник 16, который соединен с трубодержателем 17 устьевой арматуры и устьевым сальником 18. Вертлюг 14 соединяет с помощью гибкого рукава 19 колонну полых штанг 8 с нефтяной линией.

Колонна штанг 8, полая штанга 6 и шток 4 выполнены проходным сечением, обеспечивающим оптимальную скорость движения восходящего потока жидкости при условии:

например, μ = 0,002 Па⋅с; ρ₁ = 891 кг/м³; d = 0,3 м; Re = 4,11; ω_ос=0,031 м/с;

F_пл = 0,001555 м² (для СШН с условным размером насоса 44 мм); S₀ = 3 м;

n = 4 мин^-1; η= 0,7 доли ед., Q = 0,0167⋅0,001555⋅3⋅240⋅0,7 = 0,0131 м³/с;

f _лифт = 0,000615 м² (для ШНП22 по ТУ 28.99.39.190-006-12058648-2019);

ω_ж = 0,0131/0,000615 = 21,3 м/с.

0,031≤21,3 - условие (1) выполнено.

Установка для предотвращения образования песчаных пробок работает следующим образом.

Спускают цилиндр 11 насоса с всасывающим клапаном 20 на колонне НКТ 12 до заданной глубины. Присоединяют к плунжеру 2 полый шток 4 с помощью переводника 3, к верхнему концу полого штока 4 полую штангу 6 с помощью переводника 5 и к верхнему концу полой штанги 6 перепускной клапан 7. Верх перепускного 7 клапан обозначен небольшой проточкой на корпусе. Опускают сборку в скважину. Затем присоединяют к верхнему концу перепускного клапана 7 полую штангу 6, в соединительную муфту 9 которой установлен первый обратный клапан 10. Опускают сборку в скважину.

Спускают колонну полых штанг 8 с плунжером до касания им всасывающего клапана 20. При спуске колонны полых штанг 8 в соединительных муфтах 9 размещают еще три обратных клапана 10 в количестве не менее трех. Приподнимают плунжер 2, обеспечив необходимый зазор между плунжером 2 и всасывающим клапаном 20. Присоединяют к верхнему концу устьевого полого штока 13 вертлюг 14 с устьевым штоком 23 и штанговой муфтой 24. Собирают устьевой сальник 18 со специальным переходником 16 и устьевым полым штоком 13. Присоединяют устьевой полый шток 13 к колонне полых штанг 8, специальный переходник 16 к трубодержателю устьевой арматуры 17, а устьевой сальник 18 - к специальному переходнику 16.

Затем заполняют полость колонны НКТ 12 и резервуар 15 маловязкой нефтью. Объем маловязкой нефти должен соответствовать объему полости колонны НКТ 12 и объему резервуара 15. Вызывают подачу, производят опрессовку устьевого и скважинного оборудования. Собирают обвязку оборудования устья скважины, подключают приборы, контролирующие работу установки, и запускают ее в работу.

При ходе плунжера 2 вверх жидкость из скважины поступает через открытый всасывающий клапан 20 в цилиндр 11. При ходе плунжера 2 вниз всасывающий клапан 20 закрывается, а жидкость вытесняется из цилиндра 11 через открытый нагнетательный клапан 21, полость плунжера 2, полый шток 4 в колонну полых штанг 8 через каналы перепускного клапана 7, и далее, через полый устьевой шток 13, вертлюг 14 и гибкий рукав 19 в нефтяную линию. Колонна НКТ 12 заполнена маловязкой нефтью. Резервуар 15 позволяет при работе установки держать колонну НКТ 12 всегда заполненной маловязкой нефтью до устьевого сальника 18 при ходе плунжера 2 вниз некоторый объем жидкости будет вытесняться в резервуар 15, а при ходе вверх - поступать обратно в колонну НКТ 12. Кроме того, таким образом обеспечивается небольшое избыточное давление в колонне НКТ 12, под действием которого осуществляется смазка маловязкой нефтью полого устьевого штока 13 при работе установки.

В процессе работы установки попадание песка 22 (фиг. 2) сверху в зазор между плунжером 2 и цилиндром 11 минимизируется благодаря заполнению жидкостями колонны полых штанг 8 и пространства между полыми штангами 8 и НКТ 12. В результате этого при ходе плунжера 2 вниз (фиг. 1), когда нагнетательный клапан 21 и обратные клапаны 10 открыты, а всасывающий клапан 20 закрыт, перепад давлений, под действием которого продукция скважины с песком 22 могла бы проникнуть снизу в зазор плунжерной пары, оказывается минимальным и примерно равным сумме буферного давления и разности потерь напора вследствие гидродинамических сопротивлений при подъеме продукции по полым штангам 8 и ее движении в зазоре плунжерной пары.

При остановке установки песок 22 в колонне полых штанг 8 осядет сверху на обратные клапаны 10, установленные в соединительных муфтах 9. При последующем пуске установки, поскольку песок 22 не заблокирует перемещение плунжера 8 в цилиндре 11, работоспособность установки сохранится и для поднятия шарика обратного клапана 10. Перепускной клапан 7 предназначен для промывки колонны полых штанг от песка 22, осевшего на обратные клапаны 10 после остановки компоновки, когда недостаточно напора, развиваемого трубным штанговым насосом 1.

Установка для предотвращения образования песчаных пробок исключает попадание песка во внутреннюю полость плунжера насоса и в нагнетательный клапан во время добычи скважинной продукции с повышенным содержанием песка и при ее остановке, а также имеет возможность осуществлять обратную промывку внутренней полости колонны штанг от песка через перепускной клапан.

Изобретение относится к установке для предотвращения образования песчаных пробок. Установка содержит трубный штанговый насос, плунжер, который через переводник соединен с полым штоком. Полый шток через переводник соединен с полой штангой. Перепускной клапан соединен с колонной полых штанг 8 через полую штангу. В соединительных муфтах 9 колонны 8 расположены обратные клапаны 10 в количестве не менее трех. Цилиндр трубного штангового насоса подвешен на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ). Колонна НКТ по всей длине заполнена маловязкой нефтью. Полый устьевой шток соединен с колонной 8 и на верхнем конце с вертлюгом. Маловязкая нефть из резервуара поступает в колонну НКТ через переходник, который соединен с трубодержателем устьевой арматуры и устьевым сальником. Вертлюг соединяет с помощью гибкого рукава колонну 8 с нефтяной линией. Колонна 8, полая штанга и шток выполнены проходным сечением, обеспечивающим оптимальную скорость движения восходящего потока жидкости. Изобретение направлено на исключение попадания песка 22 во внутреннюю полость плунжера насоса и в нагнетательный клапан. 2 ил.

Установка для предотвращения образования песчаных пробок, содержащая скважинный штанговый насос с цилиндром и плунжером, колонну штанг, колонну НКТ - насосно-компрессорных труб, заполненную по всей длине маловязкой нефтью, обратный клапан, шток, всасывающий и нагнетательный клапаны, отличающаяся тем, что колонна штанг и шток выполнены полыми, а шток через переводники соединен с плунжером и полой штангой, соединяющей колонну штанг с перепускным клапаном, также колонна штанг снабжена соединительными муфтами с расположенными в них обратными клапанами в количестве не менее трех и соединена с полым устьевым штоком, причем цилиндр насоса подвешен на колонне НКТ, заполненной по всей длине маловязкой нефтью, поступающей в нее через переходник, соединенный с трубодержателем устьевой арматуры и устьевым сальником, а полый устьевой шток соединен на верхнем конце с вертлюгом, соединяющим колонну штанг через гибкий рукав с нефтяной линией, также колонна штанг, полая штанга и шток выполнены проходным сечением, обеспечивающим оптимальную скорость движения восходящего потока жидкости при условии:

где ω_о - скорость осаждения песка, м/с;

ω_ж - скорость движения восходящего потока жидкости, м/с,

где μ - динамическая вязкость жидкости, Па⋅с;

ρ₁ - плотность жидкости, кг/м³;

d - размер песчинки, м;

Re - значение критерия Рейнольдса,

где Q - фактическая производительность насоса, м³/с;

f_лифт - площадь проходного поперечного сечения колонны полых штанг,

где F_пл - площадь плунжера скважинного штангового насоса, м²;

S₀ - длина хода устьевого штока, м;

n - частота качаний точки подвеса штанг, мин^-1;

η - коэффициент подачи, доли ед.