Скважинная штанговая насосная установка для высокодебитных скважин в условиях высокого газового фактора Российский патент 2024 года по МПК F04B47/02 E21B17/00 

Устройство предназначено для использования в нефтедобывающей промышленности, в частности при добыче нефти штанговыми насосными установками из высокодебитных скважин, эксплуатация которых осложнена высоким газовым фактором.

Известна скважинная штанговая насосная установка (И.Т. Мищенко «Скважинная добыча нефти» М., «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003, с. 588), состоящая из привода, колонны насосных штанг, глубинного насоса, колонны насосно-компрессорных труб, газопесочного якоря с контейнером из НКТ. При работе скважинного насоса, приводимого в действие приводом через колонну насосных штанг, жидкость поступает в газопесочный якорь, в котором за счет изменения скоростей потока происходит гравитационное осаждение механических примесей и всплытие пузырьков газа.

Недостатком данной установки является недостаточная эффективность для скважин с большим дебитом жидкости (более 20 м³/сут) из-за низкой площади кольцевого пространства, в котором происходит сепарация газа, т.е. из-за высокой скорости потока газ не успевает всплывать и увлекается в насос, что приводит к снижению коэффициента наполнения и подачи насоса, КПД установки.

Известен штанговый насос для добычи нефти из скважин с малым зумпфом в условиях высокого газового фактора (патент RU № 215129, МПК E21B 17/00, F04B 47/02, опубл. 30.11.2022, бюл. №34), включающий цилиндр с всасывающим клапаном, плунжер с нагнетательным клапаном, при этом штанговый насос выполнен с возможностью присоединения к колонне лифтовых труб. Цилиндр снабжен полым цилиндрическим кожухом, неподвижно закрепленным в верхней части с цилиндром, при этом выше основного всасывающего клапана полый цилиндрический кожух выполнен по меньшей мере с двумя входными щелевыми фильтрационными отверстиями, перекрытыми металлической сеткой и чашеобразным полукожухом, обращенным открытой частью к устью скважины, притом в верхней части цилиндрического кожуха выполнены газоперепускные клапаны, по меньшей мере два. Таким образом, предлагаемый штанговый насос для добычи нефти из скважин с малым зумпфом в условиях высокого газового фактора при высокой эффективности и надежности обеспечивает максимальную добычу нефти из скважин с малым зумпфом в условиях высокого газового фактора благодаря сепарации газа и размещении насоса непосредственно напротив продуктивного пласта при необходимом погружении насоса под динамический уровень.

Недостатком данного насоса также является недостаточная эффективность для скважин с большим дебитом жидкости (более 20 м³/сут) из-за низкой площади кольцевого пространства, в котором происходит сепарация газа, т.е. из-за высокой скорости потока газ не успевает всплывать и увлекается в насос, что приводит к снижению коэффициента наполнения и подачи насоса, КПД установки.

Наиболее близкой является скважинная штанговая насосная установка для добычи нефти из скважин с большим дебитом жидкости в условиях высокого газового фактора (патент RU № 216467, МПК E21B 43/00, 43/38, опубл. 07.02.2023. бюл. №4), состоящая из вставного штангового насоса, колонны насосных штанг, колонны эксплуатационных насосно-компрессорных труб, хвостовика, пакера. Вставной штанговый насос приводится в действие через колонну насосных штанг и колонну эксплуатационных насосно-компрессорных труб. Пакер расположен выше продуктивного пласта. Между вставным штанговым насосом и хвостовиком последовательно установлены перфорированный патрубок, заглушенная муфта, патрубок колонны эксплуатационных насосно-компрессорных труб, и двухканальная муфта с отводом. Над вставным штанговым насосом установлен перепускной клапан с принудительной откачкой газа. Отвод выполнен с внутренним диаметром 40 мм и длиной, обеспечивающей расстояние между выходным отверстием отвода и приемом вставного штангового насоса не менее 2 м.

Недостатками данной установки являются:

- ограничение по применению в эксплуатационных колоннах менее 168 мм из-за наличия бокового отвода в конструкции, что увеличивает габариты устройства;

- наличие одного перепускного клапана, который при больших объемах выделяемого свободного газа не обеспечивает полную откачку газа из межтрубного пространства, что приводит к снижению динамического уровня и уменьшению коэффициента подачи и дебита жидкости.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности работы скважинной штанговой насосной установки за счет максимальной сепарации газа при больших значениях газового фактора, поддержания оптимального наполнения и подачи штангового насоса, а также расширение технологических возможностей эксплуатацией на скважинах с диаметром эксплуатационной колонны менее 168 мм.

Технический результат достигается скважинной штанговой насосной установкой для высокодебитных скважин в условиях высокого газового фактора, состоящей из штангового насоса, колонны насосных штанг, колонны насосно-компрессорных труб – НКТ, пакера, расположенного выше продуктивного пласта, перепускного клапана с принудительной откачкой газа, при этом штанговый насос, приводится в действие приводом через колонну насосных штанг, содержит цилиндр, плунжер, всасывающий и нагнетательный клапаны.

Новым является то, что цилиндр штангового насоса снабжен полым цилиндрическим кожухом, неподвижно закрепленным в верхней части с цилиндром, причем верхняя часть кожуха выполнена по меньшей мере с двумя выходными отверстиями, перекрытыми чашеобразным раструбом, обращенным открытой частью к устью скважины, нижняя часть кожуха сообщена с подпакерным пространством через стыковочный узел, на боковой поверхности кожуха выполнен боковой канал, сообщающий прием насоса с надпакерным пространством через заглушенный снизу патрубок, при этом на НКТ закреплены верхний и нижний перепускных клапана с принудительной откачкой газа, верхний перепускной клапан установлен между первой и второй НКТ от устья скважины, нижний перепускной клапан установлен на 500 м выше динамического уровня.

На чертеже изображена схема скважинной штанговой насосной установки для высокодебитных скважин в условиях высокого газового фактора, где штанговый насос – 1, колонна насосных штанг – 2, НКТ – 3, пакер – 4, продуктивный пласт – 5, кожух – 6, выходные отверстия – 7, чашеобразный раструб – 8, стыковочный узел – 9, боковой канал – 10, патрубок – 11, верхний перепускной клапан – 12, нижний перепускной клапан – 13.

Скважинная штанговая насосная установка для высокодебитных скважин в условиях высокого газового фактора содержит штанговый насос 1, колонны насосных штанг, 2 колонны НКТ 3, пакер 4, расположенный выше продуктивного пласта, перепускной клапан 12 с принудительной откачкой газа, при этом штанговый насос 1, приводится в действие приводом через колонну насосных штанг 2, содержит цилиндр (на фиг. не обозначен), плунжер (на фиг. не обозначен), всасывающий и нагнетательный клапаны (на фиг. не обозначены).

Цилиндр штангового насоса 1 снабжен полым цилиндрическим кожухом 6, неподвижно закрепленным в верхней части с цилиндром.

Причем верхняя часть кожуха 6 выполнена по меньшей мере с двумя выходными отверстиями 7, 7', перекрытыми чашеобразным раструбом 8, обращенным открытой частью к устью скважины (на фиг. не обозначено).

Нижняя часть кожуха 6 сообщена с подпакерным пространством через стыковочный узел 9.

На боковой поверхности кожуха 6 выполнен боковой канал 10, сообщающий прием насоса 1 с надпакерным пространством через заглушенный снизу патрубок 11.

При этом на НКТ закреплены верхний 12 и нижний 13 перепускных клапана с принудительной откачкой газа, верхний перепускной клапан 12 установлен между первой и второй НКТ от устья скважины, нижний перепускной клапан 13 установлен на 500 м выше динамического уровня. Наличие дополнительного перепускного клапана с принудительной откачкой газа исключение риска снижения динамического уровня из-за скапливания газа в межтрубном пространстве и срыв подачи насоса 1.

Установка работает следующим образом.

При работе штангового насоса 1, приводимого в действие приводом через колонну насосных штанг 2, производится подъем продукции по НКТ 3. При этом поток жидкости с газом поднимается из-под пакерного пространства сначала внутри кожуха 6, затем проходит через выпускные отверстия 7, 7^/ в межтрубное пространство. В установке реализован принцип многоступенчатой сепарации с использованием гидродинамических эффектов разворота струй жидкости, изменение скорости потока со сменой направления течения. При повороте потока жидкости в зоне чашеобразного раструба 8 газ поднимается наверх по межтрубному пространству, а разгазированная жидкость вниз и через боковой канал 10 и патрубок 11 попадает в насос 1. Таким образом, происходит обеспечение максимальной сепарации газа при больших значениях газового фактора, поддержание оптимального наполнения и подачи насоса.

Спуск оборудования производится следующим образом. На технологических НКТ (на фиг. не обозначены) производят посадку пакера 4 над продуктивным пластом 5, отстыковку и подъем технологических НКТ. Далее производят спуск штангового насоса 1 с кожухом 6 и стыковочным узлом 9 на колонне НКТ 3 вместе с перепускными клапанами 12, 13, стыковку с пакером 4. Производят спуск плунжера насоса 1 на колонне насосных штанг 2 и запуск установки в работу. Подъем оборудования в случае проведения ремонтных работ производят в обратном порядке, если необходима только замена насоса 1, то извлечение пакера 4 не производят.

Таким образом, предлагаемое изобретение повышает эффективность работы скважинной штанговой насосной установки для высокодебитных скважин в условиях высокого газового фактора за счет максимальной сепарации газа при больших значениях газового фактора, поддержания оптимального наполнения и подачи штангового насоса, а также расширение технологических возможностей эксплуатацией на скважинах с диаметром эксплуатационной колонны менее 168 мм.

Устройство предназначено для использования в нефтедобывающей промышленности, в частности при добыче нефти штанговыми насосными установками из высокодебитных скважин, эксплуатация которых осложнена высоким газовым фактором. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности работы скважинной штанговой насосной установки за счет максимальной сепарации газа при больших значениях газового фактора, поддержания оптимального наполнения и подачи штангового насоса, а также расширение технологических возможностей эксплуатации скважин с диаметром эксплуатационной колонны менее 168 мм. Скважинная штанговая насосная установка для высокодебитных скважин в условиях высокого газового фактора состоит из штангового насоса, колонны насосных штанг, колонны насосно-компрессорных труб – НКТ, пакера, расположенного выше продуктивного пласта, перепускного клапана с принудительной откачкой газа, при этом штанговый насос приводится в действие приводом через колонну насосных штанг, содержит цилиндр, плунжер, всасывающий и нагнетательный клапаны. Цилиндр штангового насоса снабжен полым цилиндрическим кожухом, неподвижно закрепленным в верхней части с цилиндром, причем верхняя часть кожуха выполнена по меньшей мере с двумя выходными отверстиями, перекрытыми чашеобразным раструбом, обращенным открытой частью к устью скважины, нижняя часть кожуха сообщена с подпакерным пространством через стыковочный узел, на боковой поверхности кожуха выполнен боковой канал, сообщающий прием насоса с надпакерным пространством через заглушенный снизу патрубок, при этом на НКТ закреплены верхний и нижний перепускные клапаны с принудительной откачкой газа, верхний перепускной клапан установлен между первой и второй НКТ от устья скважины, нижний перепускной клапан установлен на 500 м выше динамического уровня. 1 ил.

Скважинная штанговая насосная установка для высокодебитных скважин в условиях высокого газового фактора, состоящая из штангового насоса, колонны насосных штанг, колонны насосно-компрессорных труб – НКТ, пакера, расположенного выше продуктивного пласта, перепускного клапана с принудительной откачкой газа, при этом штанговый насос приводится в действие приводом через колонну насосных штанг, содержит цилиндр, плунжер, всасывающий и нагнетательный клапаны, отличающаяся тем, что цилиндр штангового насоса снабжен полым цилиндрическим кожухом, неподвижно закрепленным в верхней части с цилиндром, причем верхняя часть кожуха выполнена по меньшей мере с двумя выходными отверстиями, перекрытыми чашеобразным раструбом, обращенным открытой частью к устью скважины, нижняя часть кожуха сообщена с подпакерным пространством через стыковочный узел, на боковой поверхности кожуха выполнен боковой канал, сообщающий прием насоса с надпакерным пространством через заглушенный снизу патрубок, при этом на НКТ закреплены верхний и нижний перепускные клапаны с принудительной откачкой газа, верхний перепускной клапан установлен между первой и второй НКТ от устья скважины, нижний перепускной клапан установлен на 500 м выше динамического уровня.