RU2415302C1 - Глубинно-насосная установка для беструбной эксплуатации скважин - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к технике добычи нефти штанговыми насосами и может быть использовано для подъема высоковязкой продукции. Глубинно-насосная установка включает штанговый насос, содержащий цилиндр, приемный клапан, плунжер с управляемым нагнетательным клапаном, присоединенный к колонне насосных штанг с центраторами, пакер, выполненный в виде самоуплотняющихся манжет, полый хвостовик с упором, снабженный ниже пакера и выше упора боковыми отверстиями. Верх цилиндра соединен с патрубком, снабженным боковыми отверстиями и центратором, а в верхнем конце сужением и выполненным с внутренним диаметром большим, чем внутренний диаметр цилиндра, и с длиной большей, чем длина плунжера. Плунжер с управляемым нагнетательным клапаном присоединен к колонне насосных штанг с центраторами через нижний полый шток, нижняя, до нагнетательного клапана, часть которого выполнена длиной, равной длине цилиндра и герметично пропущена через приемный клапан с возможностью взаимного осевого перемещения при ограниченном осевом перемещении приемного клапана относительно цилиндра. Верхний конец нижнего полого штока, снабженный кабельным вводом, соединен с колонной насосных штанг. Верхний конец колоны насосных штанг соединен с нижним концом, снабженным кабельным вводом, верхнего полого штока, пропущенного через устьевой сальник. К колонне насосных штанг прикреплен кабель, нижний и верхний концы которого герметично пропущены через кабельные вводы и полости соответствующих полых штоков. Нижний конец кабеля соединен с глубинным датчиком, а верхний - со вторичным прибором на устье. Боковые отверстия полого хвостовика выполнены в виде приемных фильтров. Обеспечивает повышение эффективности эксплуатации скважины за счет оптимизации режима работы. 2 ил.

Description

Изобретение относится к технике для добычи нефти, в частности штанговыми насосами, и может быть использовано при эксплуатации добывающих скважин, в том числе для подъема из них высоковязкой продукции.

Известно устройство для беструбной эксплуатации глубинных поршневых насосов (см. а.с. SU 494535, F04B 47/00, 1976), содержащее глубинный поршневой насос, пакер, в центральном канале которого размещен приемный фильтр с перфорированной цилиндрической поверхностью, снабженной уплотнениями.

Недостатками известного устройства для беструбной эксплуатации глубинных поршневых насосов являются поочередный спуск (подъем) в скважину пакера и глубинного насоса, циклическая нагрузка на пакер при работе глубинного насоса, отсутствие канала связи устья с подпакерной зоной.

Известна глубинно-насосная установка для эксплуатации добывающих скважин (см. патент RU 33180, F04B 47/02, 2003), включающая штанговый насос, содержащий цилиндр, приемный клапан, плунжер с управляемым нагнетательным клапаном, присоединенный к колонне насосных штанг с центраторами, узел крепления, якорный пакер и перепускное устройство, размещенное между приемным клапаном и узлом крепления.

Недостатками известной глубинно-насосной установки для эксплуатации добывающих скважин являются поочередный спуск (подъем) в скважину якорного пакера и штангового насоса, циклическая нагрузка на якорный пакер при работе штангового насоса, отсутствие канала связи устья с подпакерной зоной.

Наиболее близкой к предлагаемой установке по технической сущности и достигаемому результату является глубинно-насосная установка для подъема продукции по эксплуатационной колонне скважины (см. патент RU 2361115, F04B 47/02, 2009), включающая штанговый насос, содержащий цилиндр, приемный клапан, плунжер с управляемым нагнетательным клапаном, присоединенный к колонне насосных штанг с центраторами, пакер, выполненный в виде самоуплотняющихся манжет, полый хвостовик с упором, снабженный ниже пакера и выше упора боковыми отверстиями, перепускные устройства.

Хотя в известной глубинно-насосной установке для подъема продукции по эксплуатационной колонне скважины совмещен спуск (подъем) пакера и штангового насоса, снята часть циклической нагрузки с пакера при работе штангового насоса, однако отсутствует канал связи устья с подпакерной зоной, что не позволяет размещать глубинные датчики и контролировать параметры в подпакерной зоне в режиме реального времени.

Технической задачей предлагаемого изобретения является повышение эффективности беструбной эксплуатации скважины и работы глубинно-насосной установки за счет оптимизации режима работы на основании данных, полученных в режиме реального времени на приеме штангового насоса под пакером, а также данных о параметрах пласта.

Поставленная техническая задача решается глубинно-насосной установкой для беструбной эксплуатации скважин, включающей штанговый насос, содержащий цилиндр, приемный клапан, плунжер с управляемым нагнетательным клапаном, присоединенный к колонне насосных штанг с центраторами, пакер, выполненный в виде самоуплотняющихся манжет, полый хвостовик с упором, снабженный ниже пакера и выше упора боковыми отверстиями.

Новым является то, что в глубинно-насосной установке для беструбной эксплуатации скважин верх цилиндра соединен с патрубком, снабженным боковыми отверстиями и центратором, а в верхнем конце сужением и выполненным с внутренним диаметром большим, чем внутренний диаметр цилиндра и с длиной большей, чем длина плунжера, плунжер с управляемым нагнетательным клапаном присоединен к колонне насосных штанг с центраторами через нижний полый шток, нижняя, до нагнетательного клапана, часть которого выполнена длиной, равной длине цилиндра и герметично пропущена через приемный клапан с возможностью взаимного осевого перемещения при ограниченном осевом перемещении приемного клапана относительно цилиндра, а верхний конец нижнего полого штока, снабженный кабельным вводом, соединен с колонной насосных штанг, верхний конец которой соединен с нижним концом, снабженным кабельным вводом, верхнего полого штока, пропущенного через устьевой сальник, к колонне насосных штанг прикреплен кабель, нижний и верхний концы которого герметично пропущены через кабельные вводы и полости соответствующих полых штоков, нижний конец кабеля соединен с глубинным датчиком, а верхний - со вторичным прибором на устье, боковые отверстия полого хвостовика выполнены в виде приемных фильтров.

На фиг.1 схематично показан общий вид глубинно-насосной установки для беструбной эксплуатации скважин; на фиг.2 - то же, при ее спуске-подъеме в скважине.

Глубинно-насосная установка для беструбной эксплуатации скважин (см. фиг.1) включает штанговый насос, состоящий из цилиндра 1. приемного клапана 2, плунжера 3 с управляемым нагнетательным клапаном 4, присоединенного к колонне насосных штанг 5 с центраторами 6 через нижний полый шток 7, верхний конец которого оснащен кабельным вводом 8. Верхний конец колонны насосных штанг 5 соединен с верхним полым штоком 9, оснащенным в нижнем конце кабельным вводом 10 и пропущенным через устьевой сальник 11. К колонне насосных штанг 5 прикреплен кабель 12, нижний и верхний концы которого герметично пропущены через кабельные вводы 8 и 10 и полости соответствующих полых штоков 7 и 9. Нижний конец кабеля 12 соединен с глубинным датчиком 13, а верхний - со вторичным прибором 14 на устье. К верхнему концу цилиндра 1 присоединен патрубок 15 с боковыми отверстиями 16, центратором 17 и с сужением 18 в верхнем конце, а к нижнему концу цилиндра 1 присоединен хвостовик 19 с приемными фильтрами 20, 21, упором 22 и пакером 23, выполненным в виде самоуплотняющихся манжет.

Глубинно-насосная установка для беструбной эсплуатации скважин работает следующим образом. Глубинно-насосную установку собирают на месте эксплуатации и на колонне насосных штанг 5 (см. фиг.2) совместно с кабелем 12 спускают в скважину 24, прикрепляя его к колонне насосных штанг 5. При спуске оборудования хвостовик 19 и цилиндр 1 с патрубком 15 под действием силы тяжести висят на плунжере 3, который взаимодействует с сужением 18 патрубка 15, а нижний полый шток 7 выходит из отверстия 25 приемного клапана 2. В таком положении плунжера 3 относительно патрубка 15 и нижнего конца нижнего полого штока 7 относительно приемного клапана 2 открывается проходной канал между нижним концом плунжера 3 и верхом цилиндра 1, а также между нижним концом нижнего полого штока 7 и приемным клапаном 2, при этом полость хвостовика 19 сообщается с полостью скважины 24, расположенной под пакером 23. Жидкость, находящаяся в скважине 24 под пакером 23, перетекает через приемные фильтры 20, 21, по полости хвостовика 19, через отверстие 25 в приемном клапане 2, по полости цилиндра 1, через проходной канал между нижним концом плунжера 3 и верхом цилиндра 1, кольцевой канал между плунжером 3 и патрубком 15, через отверстие 16 в патрубке 15 в полость скважины 24 над пакером 23.

В конце спуска оборудования хвостовик 19 (см. фиг.1) через упор 22 устанавливается на забое скважины 24. Плунжер 3, соединенный с колонной насосных штанг 5 через нижний полый шток 7, продолжает перемещение относительно патрубка 15, а нижний полый шток 7 - относительно приемного клапана 2, далее плунжер 3 входит в полость цилиндра 1, а нижний полый шток 7 - в отверстие 25 приемного клапана 2.

После подгонки длины колонны насосных штанг 5 и пропуска кабеля 12 через кабельный ввод 10, полость верхнего полого штока 9 и соединения конца кабеля 12 со вторичным прибором 14 на устье глубинно-насосная установка запускается в работу. Привод (не показан) через колонну насосных штанг 5 с центраторами 6 передает плунжеру 3 возвратно-поступательное движение. Продукция скважины поступает в штанговый насос из подпакерной полости скважины 24 через приемный фильтр 20, по полости хвостовика 19 и нагнетается через отверстия 16 в патрубке 15 в надпакерную полость скважины 24, по которой осуществляется подъем продукции к устью.

Далее циклы работы повторяются.

Центраторы 6 предотвращают взаимное соприкосновение и износ колонны насосных штанг 5, кабеля 12 и внутренней поверхности стенок скважины 24.

В плунжере 3 применен управляемый нагнетательный клапан 4, открывающийся в начале движения хода колонны штанг 5 вниз независимо от перепада давления над и под управляемым нагнетательным клапаном 4, что достигается жесткой связью запирающего элемента управляемого нагнетательного клапана 4 с нижним полым штоком 7, соединенным с колонной насосных штанг 5. При этом попавший в штанговый насос вместе с продукцией газ через открытый управляемый нагнетательный клапан 4 поступает в надпакерную полость скважины 24. Применение плунжера 3 с управляемым нагнетательным клапаном 4 позволяет уменьшить вредное влияние газа на работоспособность и производительность штангового насоса. С началом хода колонны насосных штанг 5 и нижнего полого штока 7 вверх нагнетательный клапан 4 закрывается, давление под плунжером 3 снижается, открывается приемный клапан 2 и продукция скважины 24 поступает в штанговый насос. Герметичный пропуск нижнего полого штока 7 через приемный клапан 2 с возможностью взаимного осевого перемещения при ограниченном осевом перемещении приемного клапана относительно цилиндра вызывает принудительное открытие и закрытие приемного клапана 2 от нижнего полого штока 7 за счет трения в узле герметичного пропуска, что обеспечивает более четкое срабатывание приемного клапана 2, особенно при подъеме высоковязкой продукции, предотвращает его «залипание» и срыв подачи штангового насоса, повышает таким образом его работоспособность и производительность. Кроме того, при ходе колонны насосных штанг 5 вниз создается дополнительная гидравлическая нагрузка на колонну насосных штанг 5 вниз за счет разности давления на верхний и нижний концы нижнего полого штока 7, что обеспечивает гарантированное без зависания движение колонны насосных штанг 5 вниз, особенно в высоковязкой жидкости, тем самым повышается надежность работы штангового насоса.

Соединение верха цилиндра 1 с патрубком 15, снабженным боковыми отверстиями 16 и сужением 18 в верхнем конце патрубка 15, выполненного с внутренним диаметром большим, чем внутренний диаметр цилиндра 1, и длиной большей, чем длина плунжера 3 совместно с герметичным пропуском нижней части нижнего полого штока 7, длиной до нагнетательного клапана 4, равной длине цилиндра 1, через приемный клапан 2 с возможностью взаимного осевого перемещения при ограниченном осевом перемещении приемного клапана 2 относительно цилиндра 1 и с соединением верхнего конца нижнего полого штока 7 с колонной насосных штанг 5 позволяет при спуске-подъеме оборудования сообщать надпакерную и подпакерную полости скважины 24, что исключает поршневание жидкости пакером 23 при перемещениях оборудования по стволу скважины 24 (см. фиг.2). Это значительно сокращает время спуска оборудования в скважину 24 при монтаже, а при демонтаже позволяет извлечь все оборудование из скважины 24 обычной колонной насосных штанг 5 за счет исключения нагрузки на нее от веса столба жидкости в скважине 24. По этой же причине не происходит загрязнения приустьевой площадки скважинной жидкостью, которая из надпакерной полости скважины 24 через отверстия 16 в патрубке 15, кольцевой канал между плунжером 3 и патрубком 15, а также между нижним концом плунжера 3 и верхом цилиндра 1, полость цилиндра 1, отверстие 25 в приемном клапане 2 и нижний фильтр 21 вся сливается в скважину 24 при извлечении оборудования из нее.

Снабжение патрубка 15 центратором 17 исключает возможность раскачивания цилиндра 1 при работе штангового насоса под действием усилий при движении колонны насосных штанг 5 в скважине 24, что предотвращает возникновение дополнительных напряжений в пакере 23, снижающих его работоспособность.

Выполнение боковых отверстий полого хвостовика 19 в виде приемных фильтров 20, 21 предотвращает попадание на прием штангового насоса крупных механических примесей, снижающих надежность его работы.

К колонне насосных штанг 5 прикреплен кабель 12 (см. фиг.1), нижний конец которого пропущен герметично через кабельный ввод 8 и полость нижнего полого штока 7 и соединен с глубинным датчиком 13, а верхний конец кабеля 12 пропущен герметично через кабельный ввод 10 и полость верхнего полого штока 9, пропущенного через устьевой сальник 11, и соединен со вторичным прибором 14, расположенным на устье скважины 24, что позволяет в режиме реального времени получать на устье скважины 24 данные о параметрах под пакером 23 на приеме штангового насоса при его работе и о параметрах пласта после остановки штангового насоса, на основании которых можно согласовывать работу штангового насоса и пласта и оптимизировать режим работы штангового насоса.

Использование предлагаемой глубинно-насосной установки для беструбной эксплуатации скважин позволяет значительно повысить эффективность беструбной эксплуатации скважины глубинно-насосной установкой за счет оптимизации режима работы на основании данных, полученных в режиме реального времени на прием штангового насоса под пакером, а также данных о параметрах пласта.

Claims (1)

1. Глубинно-насосная установка, включающая штанговый насос, содержащий цилиндр, приемный клапан, плунжер с управляемым нагнетательным клапаном, присоединенный к колонне насосных штанг с центраторами, пакер, выполненный в виде самоуплотняющихся манжет, полый хвостовик с упором, снабженный ниже пакера и выше упора боковыми отверстиями, отличающаяся тем, что верх цилиндра соединен с патрубком, снабженным боковыми отверстиями и центратором, а в верхнем конце сужением и выполненным с внутренним диаметром большим, чем внутренний диаметр цилиндра и с длиной большей, чем длина плунжера, плунжер с управляемым нагнетательным клапаном присоединен к колонне насосных штанг с центраторами через нижний полый шток, нижняя, до нагнетательного клапана, часть которого выполнена длиной, равной длине цилиндра и герметично пропущена через приемный клапан с возможностью взаимного осевого перемещения при ограниченном осевом перемещении приемного клапана относительно цилиндра, а верхний конец нижнего полого штока, снабженный кабельным вводом, соединен с колонной насосных штанг, верхний конец которой соединен с нижним концом, снабженным кабельным вводом, верхнего полого штока, пропущенного через устьевой сальник, к колонне насосных штанг прикреплен кабель, нижний и верхний концы которого герметично пропущены через кабельные вводы и полости соответствующих полых штоков, нижний конец кабеля соединен с глубинным датчиком, а верхний - со вторичным прибором на устье, боковые отверстия полого хвостовика выполнены в виде приемных фильтров.

Images