RU2804949C1 - Скважинная штанговая насосная установка для добычи нефти в условиях, осложненных солеотложением в насосном оборудовании и коррозионной активностью добываемой продукции - Google Patents
Скважинная штанговая насосная установка для добычи нефти в условиях, осложненных солеотложением в насосном оборудовании и коррозионной активностью добываемой продукции Download PDFInfo
- Publication number
- RU2804949C1 RU2804949C1 RU2023112898A RU2023112898A RU2804949C1 RU 2804949 C1 RU2804949 C1 RU 2804949C1 RU 2023112898 A RU2023112898 A RU 2023112898A RU 2023112898 A RU2023112898 A RU 2023112898A RU 2804949 C1 RU2804949 C1 RU 2804949C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pipes
- internal
- liner
- fitting
- pump
- Prior art date
Links
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для добычи нефти из скважин, осложненных солеотложением в насосном оборудовании и коррозионной активностью добываемой продукции из-за содержания сероводорода. Скважинная штанговая насосная установка для добычи нефти в условиях, осложненных солеотложением в насосном оборудовании и высокой коррозионной активностью добываемой продукции, содержит штанговый скважинный насос, колонну эксплуатационных насосно-компрессорных труб, хвостовик из насосно-компрессорных труб со штуцером и внутренними трубами. Штанговый скважинный насос приводят в действие приводом через колонну насосных штанг, колонну эксплуатационных насосно-компрессорных труб. Внутренние трубы выполнены с перфорационными отверстиями в верхней части боковой поверхности. Внутренние трубы соединяются с НКТ с помощью переводников в верхней части труб хвостовика. Перфорационные отверстия выполнены в виде щелей, суммарная площадь которых превышает площадь внутреннего сечения внутренней трубы в 2 раза. Внутренние трубы имеют проходное сечение, а на нижней части боковой поверхности внутренних труб жестко установлены ребра-центраторы. В нижней части труб хвостовика через переводник установлены последовательно внутренние стеклопластиковые патрубки длиной 0,8 м и 0,2 м, соединенные между собой стеклопластиковой муфтой. Штуцер с отверстием диаметром 20 мм установлен в муфтовом соединении, при этом штуцер выполнен из керамического материала. Обеспечивается повышение надежности и необходимый режим отбора и работы скважины за счет повышения эффективности защиты насоса от солеотложения, увеличения межремонтного периода работы глубинно-насосного оборудования, расширения возможности ее применения благодаря уменьшению длины хвостовика и предотвращению коррозионного износа штуцера, а также расширение арсенала технических средств штанговой насосной установки для добычи нефти в условиях, осложненных солеотложением в насосном оборудовании и высокой коррозионной активностью добываемой продукции. 1 ил.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для добычи нефти из скважин, осложненных солеотложением в насосном оборудовании и коррозионной активностью добываемой продукции из-за содержания сероводорода.
Источником выделения солей являются пластовые воды, добываемые совместно с нефтью, в которых, в результате изменения температуры и давления содержание неорганических веществ оказывается выше предела насыщения. Особенностью отложений солей в узлах штанговых насосов скважин залежей № 302-303 Ромашкинского месторождения является преобладание сульфида железа. Образование сульфида железа FeS обусловлено коррозией металла (насосно-компрессорных труб (НКТ) и обсадной колонны в присутствии сероводорода H2S:
4Fe + SO4 + 4H2O = 3Fe(OH)2 + FeS + 2(OH).
Искусственное добавление центров кристаллизации в интервал между перфорированной частью ствола и приемом насоса, либо изменение термобарических условий в указанном интервале подъемника, приводит к выпадению солей из добываемой продукции до ее попадания в насос и НКТ.
Известна скважинная штанговая насосная установка (патент RU № 119041, опубл. 10.08.2012), состоящая из вставного штангового скважинного насоса, приводимого в действие приводом через колонну насосных штанг, колонны насосно-компрессорных труб, хвостовика на приеме насоса, причем в нижней части хвостовика имеются штуцера, установленные в муфтовых соединениях насосно-компрессорных труб хвостовика и патрубков, а между насосом и хвостовиком установлен мембранный клапан.
Данная установка применялась на скважинах залежей № 302-303 Ромашкинского месторождения и показала практическую эффективность механического способа борьбы с отложением солей в глубинно-насосном оборудовании (ГНО).
При этом, как показала практика, установка имела небольшой ресурс из-за неравномерного отложения солей по длине хвостовика, что требовало использовать в компоновке мембранный клапан или проводить промывки хвостовика от солей с риском их последующего попадания в насос, а также износа штуцеров из-за высокой коррозионной активности добываемой продукции, вследствие высокого содержания сероводорода скважин залежей №302-303 Ромашкинского месторождения. Кроме того недостатком данной установки является ограниченность применения из-за большой протяженности хвостовика (50-200 метров), что не позволяет ее использование при необходимости установки насоса на небольшом расстоянии над продуктивным пластом для достижения оптимального забойного давления и максимального отбора продукции скважины и высокая металлоемкость из-за большой длины хвостовика.
Наиболее близкой по технической сущности является скважинная штанговая насосная установка для добычи нефти в условиях, осложненных солеотложением в глубинно-насосном оборудовании, содержащая штанговый скважинный насос, приводимый в действие приводом через колонну насосных штанг, колонну эксплуатационных насосно-компрессорных труб, хвостовик, выполненный из насосно-компрессорных труб с диаметром больше диаметра колонны эксплуатационных насосно-компрессорных труб, штуцер, внутренние трубы с перфорационными отверстиями в верхней части боковой поверхности, установленные соосно с хвостовиком, соединяемые с помощью переводника в верхней части труб хвостовика (патент RU № 2786966, опубл. 26.12.2022). В качестве насоса используют вставной штанговый скважинный насос. Штуцер установлен в муфтовом соединении хвостовика и патрубка. Мембранный клапан установлен между насосом и хвостовиком. Внутри хвостовика установлены соосно с хвостовиком внутренние трубы, заглушенные заглушками в нижней части.
Недостатками известной установки являются
- узкая область применения (только со вставным насосом);
- низкий срок работы в условиях, осложненных сероводородной коррозией, при которых происходит быстрое коррозионное разрушение металлических штуцеров, особенно при наличии нескольких отверстий в штуцере;
- перфорационные отверстия, выполненные в верхней части боковой поверхности внутренней трубы, быстро подвержены засорению, что снижает ресурс работы установки;
- необходимость применения хвостовика большой длины (до 50 м), что ограничивает применение для скважин, на которых необходимо производить спуск насоса наиболее близко к продуктивному пласту для обеспечения максимального отбора жидкости и нефти, уменьшение же длины хвостовика приводит к снижению эффективности его применения из-за малой площади внутренней поверхности НКТ для отложения солей;
- установка штуцеров в муфтовых соединениях хвостовика и патрубка приводит к снижению эффективности работы установки в результате образования пробки из солей непосредственно над штуцером;
- использование внутренних труб с заглушками в качестве шламосборников имеет низкую эффективность, так как при движении жидкости из пространства между наружной и внутренней трубами во внутреннюю трубу площадь внутреннего сечения уменьшается, а скорость потока наоборот увеличивается, что не позволяет обеспечить оседание солей в шламосборнике и соли увлекаются в насос;
- отсутствие центраторов и выполнение перфорационных отверстий во внутренних трубах приводит к снижению надежности в условиях сильной коррозии, перфорационные отверстия быстро забиваются солями, а отсутствие центраторов на внутренних трубах приводит к высоким изгибающим нагрузкам на переводник.
Техническими результатами изобретения являются исключение недостатков известного изобретения, повышение надежности и обеспечение необходимого режима отбора и работы скважины, эксплуатация которой осложнена солеотложением в насосном оборудовании и высокой коррозионной активностью добываемой продукции, содержащей сероводород, за счет повышения эффективности защиты насоса от солеотложения, увеличения межремонтного периода работы глубинно-насосного оборудования, расширения возможности ее применения благодаря уменьшению длины хвостовика и предотвращению коррозионного износа штуцера, а также расширение арсенала технических средств штанговой насосной установки для добычи нефти в условиях, осложненных солеотложением в насосном оборудовании и высокой коррозионной активностью добываемой продукции.
Технический результат достигается скважинной штанговой насосной установкой для добычи нефти в условиях, осложненных солеотложением в насосном оборудовании и высокой коррозионной активностью добываемой продукции, содержащей штанговый скважинный насос, приводимый в действие приводом через колонну насосных штанг, колонну эксплуатационных насосно-компрессорных труб, хвостовик из насосно-компрессорных труб со штуцером и внутренними трубами с перфорационными отверстиями в верхней части боковой поверхности, соединяемые между собой с помощью переводника в верхней части труб хвостовика.
Новым является то, что перфорационные отверстия выполнены в виде щелей, суммарная площадь которых превышает площадь внутреннего сечения внутренней трубы в 2 раза, внутренняя труба имеет проходное сечение, на нижней боковой поверхности внутренней трубы жестко установлены ребра-центраторы, в нижней части труб хвостовика через переводник установлены последовательно внутренние стеклопластиковые патрубки длиной 0,8 м и 0,2 м, соединенные между собой стеклопластиковой муфтой, а штуцер с отверстием диаметром 20 мм установлен в муфтовом соединении, при этом штуцер выполнен из керамического материала.
На фиг. 1 изображена схема предлагаемой установки.
Скважинная штанговая насосная установка для добычи нефти в условиях, осложненных солеотложением в насосном оборудовании и высокой коррозионной активностью добываемой продукции содержит штанговый скважинный насос 1, приводимый в действие приводом 2 через колонну насосных штанг 3, колонну эксплуатационных насосно-компрессорных труб 4, хвостовик 5 из насосно-компрессорных труб со штуцером 6 и внутренними трубами 7 с перфорационными отверстиями 8 в верхней части боковой поверхности, соединяемые между собой с помощью переводника 9 в верхней части труб хвостовика.
Перфорационные отверстия 8 выполнены в виде продольных (вертикальных) щелей, суммарная площадь которых превышает площадь внутреннего сечения внутренней трубы 7 в 2 раза, внутренняя труба 7 имеет проходное сечение и ребра-центраторы 10 на нижней боковой поверхности. Щелевые отверстия меньше подвержены засорению отложениями солей, а их общее проходное сечение дополнительно увеличивает ресурс работы установки даже при частичном засорении щелей.
В нижней части труб хвостовика 5 через переводник 11 установлены внутренние стеклопластиковые патрубки 12 и 13 длиной 0,8 м и 0,2 м соответственно, соединенные между собой стеклопластиковой муфтой 14, с установкой в муфтовом соединении керамического штуцера 6 с отверстием диаметром 20 мм.
Трубы хвостовика соединяют с трубным насосом или эксплуатационными НКТ (при варианте вставного насоса), а также между собой с помощью патрубков 15 длиной 1 м.
Патрубок 15 изготавливается из стандартной НКТ, в верхней части установлена муфта с внутренней резьбой, в нижней части ниппель с наружной резьбой.
Использование керамических штуцеров позволяет исключить влияние коррозии и увеличить надежность и наработку установки. Применение стеклопластиковых патрубков также направлено увеличение продолжительности работы установки, кроме уменьшения влияния коррозии, исключается образование пробки из солей в месте установки штуцеров.
Установка штуцера в муфтовом соединении стеклопластиковых патрубков позволяет увеличить срок службы установки, исключая образование пробки солей над штуцером, так как внутри стеклопластиковых патрубков соли не откладываются.
Ребра-центраторы представляют собой металлические пластины трапециевидного сечения толщиной 3 мм и длиной 20 см, приваренные к наружной поверхности внутренней трубы, количество - 6 штук.
Ребра-центраторы исключают изгибание внутренних труб и дополнительных нагрузок на переводник, повышая надежность установки.
Переводник имеет в верхней части муфту для соединения с патрубком или трубой НКТ и внутреннюю резьбу для установки стеклопластикового патрубка, а в нижней части наружную резьбу для соединения с муфтой наружной трубы.
Наружный диаметр стеклопластиковых патрубков меньше внутреннего диаметра наружной трубы на 10 мм, толщина патрубков 5 мм. Штуцер устанавливается в стыке между ниппелями стеклопластиковых патрубков, имеет толщину 2 мм, диаметр отверстия 20 мм.
Скважинная штанговая насосная установка работает следующим образом.
При работе штангового скважинного насоса 1, приводимого в действие приводом 2 через колонну насосных штанг 3, производится подъем добываемой жидкости по хвостовику 5 и колонне насосно-компрессорных труб 4. Хвостовик 5 состоит из 1-2 бывших в употреблении насосно-компрессорных труб длиной каждая по 9-10 метров, имеющих высокую шероховатость внутренней поверхности, на которой соли откладываются более интенсивно. Длина хвостовика зависит от размещения продуктивного пласта в скважине для установки насоса на небольшом расстоянии над продуктивным пластом для достижения оптимального забойного давления и максимального отбора продукции скважин. Для скважин с дебитом по жидкости до 10 м3/сут используется 1 труба, для скважин с дебитом 10 м3/сут и более используются 2 трубы.
В условиях, осложненных солеотложением в насосном оборудовании, межремонтный период работы ГНО часто не превышает 365 суток. Из практики нефтедобычи известно, что отложение солей в основном происходит на приеме насоса или в самом насосе. Происходит это вследствие увеличения скорости прохождения жидкости на этих участках и создания перепада давления. При прохождении через прием насоса (фильтр), а также сам насос (клапана) жидкость встречается с участками местного сопротивления движению, где и происходит активное отложение солей. Отверстие штуцера 6 имитирует отверстие седла клапанных узлов насоса, благодаря этому провоцируется более интенсивный процесс солеотложения на внутренней поверхности хвостовика 5. Установка внутренних труб 7 увеличивает внутреннюю площадь контакта хвостовика с продукцией для отложения солей в хвостовике, а не в насосе. Выполнение внутренних труб проходными и с отверстиями на верхней боковой поверхности обеспечивает отложение солей как на внутренней, так и на наружной поверхности внутренних труб. Ребра-центраторы 10 дополнительно увеличивают площадь поверхности для отложения солей. Выполнение патрубков из стеклопластика исключают отложение солей внутри них, в то же время пространство между наружной поверхностью стеклопластиковых патрубков 12 и 13 и внутренней поверхностью труб хвостовика 5 выполняет функцию шламосборника, в котором осаждаются крупные кристаллы солей в период нагнетания штангового насоса. Выполнение штуцера 6 керамическим позволяет исключить его коррозионное разрушение и повысить ресурс работы.
В качестве конкретного примера можно привести установку, включающую колонну эксплуатационных НКТ диаметром 73 мм длиной 1100 метров, хвостовик из двух НКТ диаметром 89 мм и длиной по 10 метров, с внутренними трубами диаметром 60 мм длиной по 8 м, и добывающую продукцию из пласта с кровлей на глубине 1150 метров.
Таким образом, предлагаемая скважинная штанговая насосная установка имеет высокую надежность и эффективность работы для скважин, эксплуатация которых осложнена солеотложением в насосном оборудовании и высокой коррозионной активностью добываемой продукции за счет повышения эффективности защиты насоса от солеотложения, увеличения межремонтного периода работы глубинно-насосного оборудования, расширения возможности ее применения благодаря уменьшению длины хвостовика и предотвращению коррозионного износа штуцера.
Claims (1)
- Скважинная штанговая насосная установка для добычи нефти в условиях, осложненных солеотложением в насосном оборудовании и высокой коррозионной активностью добываемой продукции, содержащая штанговый скважинный насос, приводимый в действие приводом через колонну насосных штанг, колонну эксплуатационных насосно-компрессорных труб, хвостовик из насосно-компрессорных труб со штуцером и внутренними трубами с перфорационными отверстиями в верхней части боковой поверхности, соединяемыми между собой с помощью переводника в верхней части труб хвостовика, отличающаяся тем, что перфорационные отверстия выполнены в виде щелей, суммарная площадь которых превышает площадь внутреннего сечения внутренней трубы в 2 раза, внутренние трубы имеют проходное сечение, на нижней части боковой поверхности внутренних труб жестко установлены ребра-центраторы, в нижней части труб хвостовика через переводник установлены последовательно внутренние стеклопластиковые патрубки длиной 0,8 м и 0,2 м, соединенные между собой стеклопластиковой муфтой, а штуцер с отверстием диаметром 20 мм установлен в муфтовом соединении, при этом штуцер выполнен из керамического материала.
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2804949C1 true RU2804949C1 (ru) | 2023-10-09 |
Family
ID=
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1583653A1 (ru) * | 1987-09-01 | 1990-08-07 | Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Устройство дл предупреждени солеотложений в приемной части скважинного штангового насоса |
RU2083804C1 (ru) * | 1994-09-06 | 1997-07-10 | Нефтегазодобывающее управление "Чернушканефть" Акционерного общества "Пермнефть" | Способ предотвращения отложения парафина при добыче нефти из скважины |
RU62978U1 (ru) * | 2006-10-16 | 2007-05-10 | Государственное унитарное предприятие "Институт проблем транспорта энергоресурсов" | Установка скважинного глубинного насоса |
RU119041U1 (ru) * | 2012-03-30 | 2012-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Скважинная штанговая насосная установка для добычи нефти в условиях, осложненных солеотложением |
RU136081U1 (ru) * | 2013-07-23 | 2013-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Скважинная штанговая насосная установка для добычи нефти в условиях, осложненных выносом песка и поглощением промывочной жидкости |
US11255171B2 (en) * | 2016-10-21 | 2022-02-22 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Method of pumping fluid from a wellbore by a subsurface pump having an interior flow passage in communication with a fluid chamber via a filter positioned in a side wall of a plunger |
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1583653A1 (ru) * | 1987-09-01 | 1990-08-07 | Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Устройство дл предупреждени солеотложений в приемной части скважинного штангового насоса |
RU2083804C1 (ru) * | 1994-09-06 | 1997-07-10 | Нефтегазодобывающее управление "Чернушканефть" Акционерного общества "Пермнефть" | Способ предотвращения отложения парафина при добыче нефти из скважины |
RU62978U1 (ru) * | 2006-10-16 | 2007-05-10 | Государственное унитарное предприятие "Институт проблем транспорта энергоресурсов" | Установка скважинного глубинного насоса |
RU119041U1 (ru) * | 2012-03-30 | 2012-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Скважинная штанговая насосная установка для добычи нефти в условиях, осложненных солеотложением |
RU136081U1 (ru) * | 2013-07-23 | 2013-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Скважинная штанговая насосная установка для добычи нефти в условиях, осложненных выносом песка и поглощением промывочной жидкости |
US11255171B2 (en) * | 2016-10-21 | 2022-02-22 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Method of pumping fluid from a wellbore by a subsurface pump having an interior flow passage in communication with a fluid chamber via a filter positioned in a side wall of a plunger |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US6371206B1 (en) | Prevention of sand plugging of oil well pumps | |
RU2328590C1 (ru) | Способ раздельной эксплуатации объектов нагнетательной или добывающей скважины и варианты установки для его реализации | |
WO2005124101A2 (en) | Method and system for producing gas and liquid in a subterranean well | |
CA1251393A (en) | Method and apparatus for distributing fluids within a subterranean wellbore | |
RU2804949C1 (ru) | Скважинная штанговая насосная установка для добычи нефти в условиях, осложненных солеотложением в насосном оборудовании и коррозионной активностью добываемой продукции | |
RU2468196C2 (ru) | Устройство для улавливания песка в нефтяной скважине | |
RU2786966C1 (ru) | Скважинная штанговая насосная установка для добычи нефти в условиях, осложненных солеотложением в глубинно-насосном оборудовании | |
RU2746498C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины эксплуатирующейся скважинным глубинным насосом | |
RU199272U1 (ru) | Составной фильтр вставного скважинного штангового насоса | |
RU2407881C1 (ru) | Фильтр для гидравлического забойного двигателя | |
US4838353A (en) | System for completing and maintaining lateral wells | |
RU2817441C1 (ru) | Скважинная штанговая насосная установка для добычи нефти в условиях высокого газового фактора | |
RU96167U1 (ru) | Устройство для промывки скважины | |
RU2003131878A (ru) | Система добычи сырой нефти | |
RU2394980C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2225938C1 (ru) | Способ эксплуатации нефтяной добывающей скважины | |
RU105938U1 (ru) | Устройство для закачки жидкости в скважину | |
CN110617050A (zh) | 一种气井井下气液分采装置 | |
RU119041U1 (ru) | Скважинная штанговая насосная установка для добычи нефти в условиях, осложненных солеотложением | |
SU1601352A2 (ru) | Способ экплуатации скважины | |
RU203951U1 (ru) | Универсальный фильтр для штанговых глубинных насосов нефтяных скважин | |
CA2306259C (en) | Prevention of sand plugging of oil well pumps | |
RU2266392C2 (ru) | Способ удаления асфальтосмолопарафиновых и сульфидсодержащих отложений из скважины | |
RU2743983C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины, эксплуатирующейся погружным электроцентробежным насосом | |
Cramer et al. | Development and Application of a Downhole Chemical Injection Pump for use in ESP Applications |