Установка штангового глубинного насоса с пакером Российский патент 2025 года по МПК E21B43/00 E21B34/12 F04B49/03 

Устройство предназначено для использования в нефтедобывающей промышленности, в частности для добычи нефти из скважин установками штангового глубинного насоса, оборудованных пакерами, в том числе при изоляции интервала нарушения эксплуатационной колонны или при одновременно-раздельной добыче из двух пластов.

Известен сливной клапан, состоящий из патрубка с двухсторонней внутренней резьбой, в среднюю ненарезанную часть которого ввинчен штуцер с удлиненным концом и внутренним глухим отверстием, имеющий по наружной поверхности кольцевой надрез, перекрытый резиновым предохранительным кольцом. Металлический стержень, сброшенный в трубы перед подъемом, ударяется в выступающий внутрь удлиненный конец штуцера и отламывает его по линии надреза, открывая отверстие для слива жидкости из труб (Богданов А.А. Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти. - М.: Недра, 1968, с. 54).

Данные сливные (сбивные) клапаны за счет простоты конструкции нашли наиболее широкое применение при эксплуатации скважин с помощью УЭЦН, но их применение невозможно при эксплуатации скважин с помощью УШГН из-за наличия колонны насосных штанг внутри колонны насосно-компрессорных труб (НКТ). Также не могут быть применены для УШГН более сложные по конструкции спускные клапаны по патентам № 175062, 2672298, 2767630.

Широкое применение для скважин, оборудованных УШГН, нашел сливной клапан, включающий корпус с радиальными отверстиями и размещенную в нем мембрану (например, а. с. СССР № 968336, E 21 B 34/06, 1982).

Как показала промысловая практика, недостаток такого клапана заключается в низкой надежности при его эксплуатации. В радиальном отверстии корпуса клапана установлена только одна мембрана, которая может разрушиться вследствие различных причин раньше рабочего ресурса насоса (рост давления в нефтепроводе, опрессовка насоса и НКТ, проведение промывок и др.). При этом насос, не отработавший своего срока, и все насосное оборудование вынуждены поднимать на поверхность, что увеличивает затраты на подземный ремонт, снижает межремонтный период, увеличивает простои скважин и потери нефти.

Наиболее близким является устройство (патент RU №92691, МПК E21B 43/00, 47/00, 47/02, опубл. 27.03.2010, бюл. №9), включающее вставной штанговый насос, приводимый в действие приводом через колонну насосных штанг, колонну эксплуатационных насосно-компрессорных труб, пакер, расположенный ниже области негерметичного участка эксплуатационной колонны и выше продуктивного пласта. Устройство содержит планшайбу, вставной штанговый насос с опорным замком и опору, свинченную с колонной труб, пакер установлен за счет натяжения колонны труб от него до планшайбы, а вставной штанговый насос с опорным замком установлен в опоре, при этом опора может быть установлена под пакером или над ним в колонне труб.

Недостатком данной установки является излив скважинной жидкости на устье, связанный с процессом подъема НКТ, в случае обрыва штанговой колонны, что приводит к загрязнению прискваженной территории и увеличению продолжительности подъема.

Технической задачей изобретения является подъем насосно-компрессорных труб из скважины без жидкости.

Техническим результатом изобретения является исключение излива жидкости на устье в процессе подъема НКТ, а также сокращение продолжительности работ в целом и упрощение технологического процесса.

Технический результат достигается установкой штангового глубинного насоса с пакером, состоящего из штангового насоса, приводимого в действие приводом через колонну насосных штанг, колонну НКТ, хвостовика, пакера, расположенного выше продуктивного пласта.

Новым является то, что выше штангового насоса через муфту-переводник установлен наружный патрубок с ограничителями в средней части, внутри наружного патрубка размещен внутренний патрубок с двумя сливными отверстиями в средней части, при этом внутренний патрубок снабжен на концах нижней и верхней подвижными муфтами с канавками и резиновыми уплотнениями, верхняя подвижная муфта внутреннего патрубка соединена с колонной НКТ через патрубок с призматическими центраторами и фиксирована с наружным патрубком с помощью металлических штифтов, устанавливаемых в соответствующие отверстия, выполненных в наружном и внутреннем патрубках.

На фиг.1 изображена схема установки штангового глубинного насоса с пакером во время работы. На фиг. 2 изображена схема установки во время подъема колонны НКТ со сливом жидкости через отверстия во внутреннем патрубке.

Колонна НКТ - 1, штанговый насос - 2, колонна насосных штанг - 3, хвостовик - 4, пакер - 5, муфта-переводник - 6, наружный патрубок - 7, ограничители - 8, внутренний патрубок - 9, сливные отверстия - 10, 10’, нижняя подвижная муфта - 11, верхняя подвижная муфта - 12, канавки в муфтах - 13, резиновые уплотнения - 14, штифты - 15, отверстия для штифтов в наружном патрубке - 16, отверстия для штифтов во внутреннем патрубке 17, патрубок - 18, центраторы - 19.

Сущность изобретения

Установка штангового глубинного насоса с пакером состоит из штангового насоса 2, приводимого в действие приводом через колонну насосных штанг 3, колонну эксплуатационных НКТ 1, хвостовика 4, пакер 5а, расположенного выше продуктивного пласта (на фиг. 1, 2 не обозначен).

Выше штангового насоса 2 через муфту-переводник 6 установлен наружный патрубок 7 с ограничителями 8 в средней части.

Внутри наружного патрубка 7 размещен внутренний патрубок 9 с двумя сливными отверстиями 10, 10’ в средней части.

При этом внутренний патрубок 9 снабжен на концах нижней 11 и верхней 12 подвижными муфтами с канавками 13 и резиновыми уплотнениями 14, выполненными в виде колец.

Верхняя подвижная муфта 12 внутреннего патрубка 9 соединена с колонной НКТ 1через патрубок 18 с призматическими центраторами 19 и фиксирована с наружным патрубком 7 с помощью металлических штифтов 15, устанавливаемых в соответствующие отверстия 16, 17, выполненных в наружном 7 и внутреннем 9 патрубках, что обеспечивает герметичность при работе установки и срезание штифтов с перемещением подвижных муфт, и сообщение внутреннего пространства колонны НКТ 1 с затрубным пространством при перемещении колонны НКТ 1 вверх. Что позволяет произвести подъем колонны НКТ 1 со сливом жидкости через отверстия 17 во внутреннем патрубке 9.

Установка работает следующим образом.

При работе штангового насоса 2, приводимого в действие приводом (на фиг. 1, 2 не показан) через колонну насосных штанг 3, производят подъем продукции по колонне НКТ 1. При этом штифты 15 фиксируют внутренний 9 и наружный 7 патрубки, а резиновые уплотнения 14 обеспечивают герметичность установки и колонны НКТ.

При необходимости проведения подземного ремонта производят подъем колонны НКТ 1, при котором происходит срезание штифтов 15, далее происходит перемещение подвижных муфт 11, 12 с внутренним патрубком 9 внутри наружного патрубка 7 с открытием отверстий 10, 10’ во внутреннем патрубке 9, что сообщает внутреннее пространство НКТ с затрубным пространством скважины. Что обеспечивает подъем колонны НКТ 1 со сливом жидкости через отверстия 10, 10’ во внутреннем патрубке 9. Диаметр и количество срезных штифтов подбирают таким образом, чтобы штифты 15 выдерживали операции по спуску глубинно-насосного оборудования (ГНО) и установку пакера 5, но срезались при распакеровки пакера 5.

Центраторы исключают риск повреждения наружного патрубка при подъеме компоновки ГНО.

Таким образом, предлагаемая установка штангового глубинного насоса с пакером обеспечивает подъем колонны НКТ без излива жидкости, что предотвращает загрязнение прискваженной территории и увеличение продолжительности операции и ремонта.

Изобретение предназначено для использования в нефтедобывающей промышленности, в частности для добычи нефти из скважин установками штангового глубинного насоса, оборудованных пакерами, в том числе при изоляции интервала нарушения эксплуатационной колонны или при одновременно-раздельной добыче из двух пластов. Установка штангового глубинного насоса с пакером состоит из штангового насоса, приводимого в действие приводом через колонну насосных штанг, колонны НКТ, хвостовика, пакера, расположенного выше продуктивного пласта. Выше штангового насоса через муфту-переводник установлен наружный патрубок с ограничителями в средней части. Внутри наружного патрубка размещен внутренний патрубок с двумя сливными отверстиями в средней части. Внутренний патрубок снабжен на концах нижней и верхней подвижными муфтами с канавками и резиновыми уплотнениями. Верхняя подвижная муфта внутреннего патрубка соединена с колонной НКТ через патрубок с призматическими центраторами и фиксирована с наружным патрубком с помощью металлических штифтов, устанавливаемых в соответствующие отверстия, выполненные в наружном и внутреннем патрубках, с возможностью герметизации внутреннего пространства колонны НКТ посредством резиновых уплотнений и посредством фиксации металлическими штифтами наружного и внутреннего патрубков. При перемещении колонны НКТ вверх металлические штифты выполнены с возможностью их срезания с перемещением нижней и верхней подвижных муфт с внутренним патрубком внутри наружного патрубка с открытием сливных отверстий и сообщением внутреннего пространства колонны НКТ с затрубным пространством. Технический результат заключается в исключении излива жидкости на устье в процессе подъема НКТ, а также в сокращении продолжительности работ в целом и в упрощении технологического процесса. 2 ил.

Установка штангового глубинного насоса с пакером, состоящая из штангового насоса, приводимого в действие приводом через колонну насосных штанг, колонны НКТ, хвостовика, пакера, расположенного выше продуктивного пласта, отличающаяся тем, что выше штангового насоса через муфту-переводник установлен наружный патрубок с ограничителями в средней части, внутри наружного патрубка размещен внутренний патрубок с двумя сливными отверстиями в средней части, при этом внутренний патрубок снабжен на концах нижней и верхней подвижными муфтами с канавками и резиновыми уплотнениями, верхняя подвижная муфта внутреннего патрубка соединена с колонной НКТ через патрубок с призматическими центраторами и фиксирована с наружным патрубком с помощью металлических штифтов, устанавливаемых в соответствующие отверстия, выполненные в наружном и внутреннем патрубках, с возможностью герметизации внутреннего пространства колонны НКТ посредством резиновых уплотнений и посредством фиксации металлическими штифтами наружного и внутреннего патрубков, при этом при перемещении колонны НКТ вверх металлические штифты выполнены с возможностью их срезания с перемещением нижней и верхней подвижных муфт с внутренним патрубком внутри наружного патрубка с открытием сливных отверстий и сообщением внутреннего пространства колонны НКТ с затрубным пространством.