RU2539459C1

RU2539459C1 - Oil-well sucker-rod pumping unit

Info

Publication number: RU2539459C1
Application number: RU2013146061/03A
Authority: RU
Inventors: Николай Александрович Бычков; Александр Викторович Мосин; Роман Михайлович Полежаев
Original assignee: Закрытое акционерное общество "ЭЛКАМ-нефтемаш"
Priority date: 2013-10-15
Filing date: 2013-10-15
Publication date: 2015-01-20

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: invention refers to chemical and thermal treatment of a bottom-hole formation zone in developing high-viscosity oil deposits. A hollow cylinder rod is connected to a line of hollow pumping rods. A unit has also a working substance supply unit. This unit is stationary and isolated from a well production gathering line. An inside below an intake screen of the pump, between the cylinder wall and the surface of the hollow rod is divided into two sections. The cylinder rod is common for both sections and extends through a cylinder rod packing. The packing is provided between the sections. The bottom of the cylinder is connected to a tail piece with outlet holes. The tail piece comprises a hollow discharge rod. It is connected to the hollow rod of the pump. A non-return spring-loaded valve is arranged on the outlet of the hollow discharge rod of the pump.

EFFECT: unit comprises the differential sucker-rod pump, a cylinder of which is connected to a flow column; it ensures more reliable operation of the bore-hole sucker-rod pump unit and reducing serviceability.

1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, может быть использовано при разработке месторождений высоковязкой нефти, при добыче которой необходимо применение химической или температурной обработки пластовой, надпластовой, призабойной зон пласта.The invention relates to the oil industry, can be used in the development of highly viscous oil fields, the production of which requires the use of chemical or thermal treatment of the reservoir, sub-reservoir, bottom-hole zones of the reservoir.

Известна штанговая насосная установка по патенту на полезную модель №54404, F04B 47/02, 2010. Установка содержит дифференциальный штанговый насос, в котором установлен связанный с колонной насосных штанг дифференциальный плунжер. Нижняя ступень плунжера выполнена в виде возвратно-поступательно перемещаемого монолитного штока. Кольцевое пространство, заключенное между стенками цилиндра и поверхностью штока, образует рабочую камеру штангового насоса со всасывающим клапаном, выполненным в виде соосной с цилиндром тарелки с отверстием, через которое герметично с помощью механического уплотнения пропущен монолитный шток. Ниже всасывающего клапана установлены приемный фильтр и плунжерный насос. Недостатком является сложность применения насоса при добыче высоковязкой нефти, где необходима обработка пласта паром.Known sucker rod pump installation according to the patent for utility model No. 54404, F04B 47/02, 2010. The installation contains a differential sucker rod pump, which is installed connected to the column of sucker rods differential plunger. The lower stage of the plunger is made in the form of a reciprocating movable monolithic rod. The annular space enclosed between the cylinder walls and the rod surface forms the working chamber of the sucker rod pump with a suction valve made in the form of a plate coaxial with the cylinder with an opening through which a monolithic rod is hermetically sealed by means of a mechanical seal. A suction filter and a plunger pump are installed below the suction valve. The disadvantage is the difficulty of using the pump in the production of highly viscous oil, where steam treatment is required.

Известен скважинный штанговый невставной насос для добычи сверхвязкой нефти по патенту на полезную модель №90500, F04B 47/02, 2010. Для изготовления данного насоса из стандартного насоса необходимо разрезать цилиндр насоса на две равные части с нарезкой резьбы на месте среза. В целях увеличения сечения для подачи пара в пласт производят сверление дополнительного отверстия на верхней части цилиндра насоса. Подгонку плунжера производят так, чтобы во время работы насоса плунжер перекрывал отверстия при рабочей длине хода полированного штока. Перед закачкой пара производят допуск плунжера в нижнее положение для открытия отверстий. Недостатком является сложность использования насоса.A well-known sucker-rod sucker-rod pump for producing extra-viscous oil according to utility model patent No. 90500, F04B 47/02, 2010 is known. For the manufacture of this pump from a standard pump, it is necessary to cut the pump cylinder into two equal parts with a thread at the cut site. In order to increase the cross section for supplying steam to the formation, an additional hole is drilled on the upper part of the pump cylinder. The plunger is adjusted so that during operation of the pump the plunger overlaps the openings at the working stroke length of the polished rod. Before the steam is injected, the plunger is admitted to the lower position to open the holes. The disadvantage is the difficulty of using the pump.

В качестве ближайшего аналога заявляемому техническому решению выбрана скважинная установка для добычи и обработки призабойной зоны пласта по патенту на полезную модель №105939, E21B 47/00, 2011. Установка содержит узел ввода рабочего реагента, колонну полых штанг, расположенную в колонне насосно-компрессорных труб, на которых расположен корпус штангового глубинного насоса. Насос состоит из полого штока, соединенного с колонной полых штанг. На колонне насосно-компрессорных труб установлен пакер, полый шток проходит через всасывающий клапан. При перемещении полого штока приводится в действие всасывающий клапан. Недостатком является возможность попадания скважинной жидкости, смолопарафинистых отложений, механических примесей внутрь колонны полых штанг во время рабочего режима насоса. Это снижает надежность работы установки и повышает трудоемкость ее обслуживания, требует дополнительной технологической обработки и демонтажа оборудования для его очистки. Повышенная трудоемкость монтажа связана и с необходимостью установки пакера для предотвращения выхода рабочего агента через приемный клапан насоса при обработке пласта. Кроме того, при применении на устье скважины гибкого рукава высокого давления для подачи рабочего агента в полые штанги существует опасность обрыва или заворота рукава во время обработки при работающем приводе (станке-качалке).As the closest analogue to the claimed technical solution, a well installation was selected for production and processing of the bottomhole formation zone according to utility model patent No. 105939, E21B 47/00, 2011. The installation comprises a working reagent input unit, a hollow rod string located in the tubing string on which the housing of the sucker rod pump is located. The pump consists of a hollow rod connected to a column of hollow rods. A packer is installed on the tubing string, the hollow stem passes through the suction valve. When moving the hollow stem, the suction valve is actuated. The disadvantage is the possibility of ingress of well fluid, resin-paraffin deposits, mechanical impurities inside the column of hollow rods during the operating mode of the pump. This reduces the reliability of the installation and increases the complexity of its maintenance, requires additional processing and dismantling of equipment for its cleaning. The increased complexity of installation is also associated with the need to install a packer to prevent the release of the working agent through the suction valve of the pump during processing of the formation. In addition, when a flexible high-pressure hose is used at the wellhead for supplying the working agent to the hollow rods, there is a danger of the sleeve breaking or twisting during processing with the drive (rocking machine) running.

Технический результат заявляемого изобретения заключается в повышении надежности работы скважинного оборудования, скважинной штанговой насосной установки и в снижении трудоемкости ее монтажа и обслуживания.The technical result of the claimed invention is to increase the reliability of downhole equipment, downhole sucker rod pump installation and to reduce the complexity of its installation and maintenance.

Технический результат достигается за счет того, что в скважинной штанговой насосной установке, содержащей дифференциальный штанговый насос, цилиндр которого соединен с колонной насосно-компрессорных труб, шток которого соединен с колонной полых насосных штанг, и узел ввода рабочего агента, согласно изобретению ниже приемного фильтра насоса внутреннее пространство между стенками цилиндра и поверхностью полого штока разделено на две секции, шток насоса является общим для обеих секций и проходит через уплотнение типа «шток-цилиндр», расположенное между секциями, нижняя часть цилиндра соединена с хвостовиком с выходными отверстиями, в хвостовике расположен полый нагнетательный шток, соединенный с полым штоком насоса, на выходе полого нагнетательного штока насоса расположен обратный подпружиненный клапан, узел ввода рабочего агента выполнен неподвижным и отделен от линии сбора продукции.The technical result is achieved due to the fact that in a downhole sucker rod pump installation containing a differential sucker rod pump, the cylinder of which is connected to the tubing string, the rod of which is connected to the string of hollow sucker rods, and the working agent inlet assembly, according to the invention, below the pump intake filter the internal space between the walls of the cylinder and the surface of the hollow stem is divided into two sections, the pump stem is common to both sections and passes through the stem-cylinder seal, laid between the sections, the lower part of the cylinder is connected to the shank with the outlet openings, a hollow discharge rod is located in the shank, connected to the hollow pump rod, a spring-loaded check valve is located at the outlet of the hollow pump discharge rod, the working agent input unit is fixed and separated from the product collection line .

Технический результат обеспечивается тем, что на выходе нагнетательного штока насоса расположен обратный подпружиненный клапан. Клапан предотвращает забивание внутреннего канала полого полированного, полого нагнетательного штоков и полых насосных штанг скважинной жидкостью, смолопарафинистыми отложениями, механическими примесями во время использования насоса в рабочем режиме, когда по полому штоку не подается рабочий агент для обработки призабойной зоны пласта. За счет того, что при подаче рабочего агента не забивается внутреннее пространство полых насосных штанг, при обработке пласта не требуется повышение давления, полые штанги не испытывают дополнительных нагрузок. Это повышает надежность работы скважинной штанговой насосной установки и всего скважинного оборудования. Кроме того, в результате установки обратного клапана отпадает необходимость проведения дополнительных технологических обработок для очистки полых насосных штанг. Такие обработки требуют демонтажа всего оборудования. Снижается трудоемкость обслуживания скважинного оборудования.The technical result is ensured by the fact that a spring-loaded check valve is located at the outlet of the discharge rod of the pump. The valve prevents clogging of the inner channel of the hollow polished, hollow injection rods and hollow sucker rods with well fluid, resin-paraffin deposits, and mechanical impurities during use of the pump in the operating mode when no working agent is fed through the hollow rod to treat the bottomhole formation zone. Due to the fact that the internal space of the hollow sucker rods is not clogged when the working agent is supplied, the pressure does not need to be increased when processing the formation, the hollow rods do not experience additional loads. This increases the reliability of the downhole sucker rod pump unit and all downhole equipment. In addition, the installation of a non-return valve eliminates the need for additional technological treatments for cleaning hollow sucker rods. Such treatments require the dismantling of all equipment. The complexity of servicing downhole equipment is reduced.

За счет того, что ниже приемного фильтра насоса внутреннее пространство между стенками цилиндра и поверхностью полого штока разделено на две секции, а шток насоса является общим для обеих секций и проходит через уплотнение типа «шток-цилиндр», исключается выход рабочего агента через приемный клапан насоса, что повышает надежность работы установки. Выход рабочего агента происходит через отверстия в хвостовике, соединенном с нижней частью цилиндра насоса. При данном разделении пространства насоса и наличии уплотнения штока рабочий агент попадает в зону обработки пласта, а обработанная, разжиженная скважинная жидкость попадает во всасывающий клапан насоса через приемный фильтр. Данное конструктивное исполнение позволяет избежать установки пакера для разделения функциональных зон скважинной установки, что облегчает монтаж и демонтаж всего оборудования, снижает трудоемкость работ.Due to the fact that the internal space between the cylinder walls and the surface of the hollow stem is divided into two sections below the pump inlet filter, and the pump rod is common to both sections and passes through the rod-to-cylinder seal, the output of the working agent through the pump inlet valve is excluded , which increases the reliability of the installation. The output of the working agent occurs through holes in the shank connected to the lower part of the pump cylinder. With this separation of the pump space and the presence of a rod seal, the working agent enters the formation treatment zone, and the processed, liquefied well fluid enters the pump suction valve through the intake filter. This design allows you to avoid installing a packer to separate the functional areas of the well installation, which facilitates the installation and dismantling of all equipment, reduces the complexity of the work.

В устьевом оборудовании разобщения потоков узел ввода рабочего агента отделен от линии сбора продукции, в результате чего поток скважинной жидкости, поступающей из насосно-компрессорной трубы на устье, не смешивается с потоком рабочего агента, поступающим с устья в колонну полых насосных штанг. Узел разобщения потоков выполнен в жестком исполнении, отсутствует гибкий рукав высокого давления. Сам узел при этом находится под устьем внутри скважины, что повышает надежность работы оборудования в целом. Выполнение узла ввода рабочего агента неподвижным упрощает монтаж и демонтаж жесткого трубопровода для подвода рабочего агента к устью.In the wellhead equipment for separating the flows, the working agent input unit is separated from the product collection line, as a result of which the well fluid flow coming from the tubing to the mouth is not mixed with the working agent flow coming from the mouth into the hollow rod string. The flow separation unit is made in a rigid version; there is no flexible high-pressure hose. In this case, the unit itself is located under the mouth inside the well, which increases the reliability of the equipment as a whole. The implementation of the stationary node of the input of the working agent simplifies the installation and dismantling of the rigid pipeline for supplying the working agent to the mouth.

На фигуре представлена скважинная штанговая насосная установка.The figure shows a downhole sucker rod pump unit.

Скважинная штанговая насосная установка содержит оборудование устьевое разобщения потоков, состоящее из узла ввода рабочего агента 1 и линии сбора продукции 2, дифференциальный штанговый насос, состоящий из полого полированного штока 3, цилиндра 5, нагнетательного клапана 6, всасывающего клапана 7, плунжера 17, приемного фильтра 8. Полированный шток 3 сверху соединен с колонной полых насосных штанг 9, цилиндр 5 насоса в верхней части соединен с колонной насосно-компрессорных труб 10. Внутреннее пространство насоса разделено перегородкой 11 на две секции, между которыми установлено уплотнение 12 полированного штока 3. Нагнетательный шток 4, состоящий из специальных полых штоков, присоединен ниппелем к полому штоку насоса 3. На конце нагнетательного штока 4 установлен обратный подпружиненный клапан 13. К нижней части цилиндра насоса 5 присоединен хвостовик 14 с отверстиями 15 выходного фильтра. В обсадной колонне скважины на месте нахождения продуктивного пласта выполнены перфорационные отверстия 16. Скважинная штанговая насосная установка работает следующим образом.A downhole sucker rod pump installation contains wellhead flow isolation equipment consisting of a working agent input unit 1 and a product collection line 2, a differential sucker rod pump consisting of a polished hollow rod 3, cylinder 5, a pressure valve 6, a suction valve 7, a plunger 17, a intake filter 8. The polished rod 3 on top is connected to the column of hollow sucker rods 9, the cylinder 5 of the pump in the upper part is connected to the column of tubing 10. The inner space of the pump is divided by a partition 11 on d e sections, between which the polished rod seal 12 is installed 3. The discharge rod 4, consisting of special hollow rods, is nippled to the hollow rod of the pump 3. At the end of the discharge rod 4, a spring-loaded check valve 13 is installed. A shank 14 is connected to the bottom of the pump cylinder 5 with holes 15 of the output filter. In the casing of the well at the location of the reservoir, perforations 16 are made. A downhole sucker rod pump installation operates as follows.

На колонну насосно-компрессорных труб устанавливают дифференциальный штанговый насос, к нижней части цилиндра 5 насоса присоединяют хвостовик 14 из насосно-компрессорных труб с выходным фильтром с отверстиями 16. Нагнетательный шток 4, состоящий из необходимого количества специальных полых штоков, присоединяют ниппелем к полому штоку насоса 3. Для сборки нагнетательного штока и присоединения его к полому штока насоса 3 используют ниппели, для этого в штоках выполнена внутренняя резьба, на ниппелях - наружная. Это дает возможность пропустить нагнетательный 4 и полый шток 3 внутри дифференциального насоса. От наземного привода, которым может служить станок-качалка, цепной привод или гидропривод происходит передача энергии движения плунжеру 17 насоса при помощи колонны полых насосных штанг 9. В насосе применяют специальную конструкцию «седло-тарель» всасывающего 7 и нагнетательного 6 клапанов, что позволяет разместить полый шток 3 внутри насоса, а нагнетательный шток 4 смонтировать ниже насоса. Принудительное открытие-закрытие всасывающего 7 и нагнетательного 6 клапанов штангового дифференциального насоса исключает возможность их зависания при добыче высоковязкой нефти. Для перекачивания высоковязкого скважинного продукта в призабойную зону пласта, пластовую и надпластовую зоны, ниже установленного насоса подают рабочий агент для химической или температурной обработки с целью разжижения продукта. Перед началом обработки перекрывают задвижку на линии сбора продукции 2 для увеличения давления до заданного уровня. Монтируют рукав высокого давления или манифольд, соединяя арматуру агрегата с реагентом и узел ввода рабочего агента 1. Далее через узел ввода рабочего агента 1 оборудования устьевого разобщения потоков нагнетают под давленим рабочий агент, которым является химический реагент, или перегретый пар в колонну полых насосных штанг 9. При необходимости оборудование изготавливают в термостойком исполнении. По полому полированному штоку 3 и нагнетательному штоку 4 рабочий агент подается в зону ниже насоса, и через отверстия 15 выходного фильтра хвостовика 14 и отверстия 16 в обсадной колонне поступает в обрабатываемые зоны пласта. В результате обработки происходит разжижение скважинного высоковязкого продукта. После закачки расчетного объема рабочего агента в зоны обработки пласта и истечении заданного времени реакции рабочего агента рукав высокого давления или манифольд демонтируется, а на узел ввода рабочего агента 1 устанавливают заглушку и открывают задвижку на линии сбора продукции 2. Скважину запускают в эксплуатацию. Обработанная рабочим агентом разжиженная нефть поступает в насос через приемный фильтр 8 и далее по колонне - насосно-компрессорных труб - в линию сбора продукции 2.A differential sucker rod pump is installed on the tubing string, a shank 14 of the tubing with an outlet filter with holes 16 is attached to the bottom of the pump cylinder 5. The discharge rod 4, consisting of the required number of special hollow rods, is connected with a nipple to the hollow rod of the pump 3. To assemble the discharge rod and attach it to the hollow rod of the pump 3, nipples are used; for this, the internal threads are made in the rods and the external threads are made on the nipples. This makes it possible to skip discharge 4 and hollow stem 3 inside the differential pump. From the ground drive, which can serve as a rocking machine, chain drive or hydraulic drive, the energy of movement is transmitted to the plunger 17 of the pump using a column of hollow sucker rods 9. The pump uses a special design "seat-plate" of the suction 7 and pressure 6 valves, which allows you to place the hollow stem 3 is inside the pump, and the discharge stem 4 is mounted below the pump. Forced opening-closing of the suction 7 and pressure 6 valves of the rod differential pump eliminates the possibility of their freezing during the production of highly viscous oil. To pump a highly viscous well product into the bottom-hole zone of the formation, the formation and sub-layer zones, below the installed pump, a working agent is supplied for chemical or thermal treatment in order to dilute the product. Before starting the treatment, the valve on the collection line 2 is closed to increase the pressure to a predetermined level. Mount a high-pressure hose or manifold, connecting the armature of the unit with the reagent and the input unit of the working agent 1. Then, through the input unit of the working agent 1, the equipment for wellhead flow separation is pumped under pressure the working agent, which is a chemical reagent, or superheated steam into the column of hollow sucker rods 9 . If necessary, the equipment is made in a heat-resistant design. Through the hollow polished rod 3 and injection rod 4, the working agent is fed into the zone below the pump, and through the openings 15 of the output filter of the liner 14 and the holes 16 in the casing enters the treated zones of the formation. As a result of processing, a liquefaction of a high-viscosity well product occurs. After the calculated volume of the working agent is pumped into the formation treatment zone and after the specified reaction time of the working agent has expired, the high-pressure hose or manifold is removed, and a plug is installed on the input unit of the working agent 1 and the valve is opened on the production line 2. The well is put into operation. The liquefied oil processed by the working agent enters the pump through the intake filter 8 and then through the column of tubing to the product collection line 2.

Техническое решение позволяет повысить эффективность и скорость обработки призабойной зоны пласта рабочим агентом, осуществить подачу рабочего агента в заданную область обработки, понизить расход рабочего агента благодаря использованию полых насосных штанг 9 и исключить операции спуска и подъема глубинного насосного оборудования при каждой обработке пласта.The technical solution allows to increase the efficiency and speed of processing the bottom-hole zone of the formation by a working agent, to supply the working agent to a given treatment area, to reduce the consumption of the working agent due to the use of hollow sucker rods 9 and to exclude the operations of lowering and lifting deep pumping equipment during each treatment of the formation.

Таким образом, изобретение позволяет повысить надежность работы скважинного оборудования и снизить трудоемкость обслуживания скважинная штанговой насосной установки.Thus, the invention allows to increase the reliability of downhole equipment and reduce the complexity of servicing a downhole sucker rod pump installation.

Claims

A downhole sucker rod pump installation, comprising a differential sucker rod pump, the cylinder of which is connected to the tubing string, the hollow stem of which is connected to the string of hollow sucker rods, and a working agent inlet unit, characterized in that below the pump inlet filter the inner space between the cylinder walls and the surface of the hollow stem is divided into two sections, the pump stem is common to both sections and passes through a rod-cylinder seal located between the sections, the lower part of the cylinder and it is connected to the shank with the outlet openings, a hollow discharge rod is located in the shank, connected to the hollow pump rod, a spring-loaded check valve is located at the outlet of the hollow pump discharge rod, the working agent input unit is fixed and separated from the product collection line.