RU2818346C1 - Устройство штанговое для улавливания механического осадка в нефтяной скважине - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к добыче нефти и может быть применено для улавливания механического осадка при добыче нефти штанговыми скважинными глубинными насосами. Устройство штанговое для улавливания механического осадка в нефтяной скважине включает установленный в колонне насосно-компрессорных труб на штангах выше цилиндра плунжерного насоса клапан, пропускающий снизу вверх. Клапан изготовлен в виде шара, взаимодействующего с седлом, которое установлено внутри полого цилиндрического корпуса – ловушки осадка, жёстко и соосно соединенного со штангами, сообщенного сверху и снизу каналами с колонной насосно-компрессорных труб и обеспечивающего минимально возможный зазор между стенками колонны насосно-компрессорных труб для перемещения его внутри без заклинивания. Внутри корпуса выше клапана расположены перемычки, оснащённые продольными переточными лабиринтными отверстиями. Перемычки выполнены поперечными, расположенными перпендикулярно оси скважины. Площадь поперечного сечения указанного зазора между стенками колонны насосно-компрессорных труб и корпусом меньше площади поперечного сечения каждого из: каналов сверху и снизу корпуса, продольных переточных лабиринтных отверстий. Технический результат заключается в упрощении конструкции, увеличении эффективности сбора механического осадка. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к добыче нефти и может быть применено для улавливания механического осадка (песка, глины, крошек цемента, металлической стружки или т.п.) при добыче нефти штанговыми скважинными глубинными насосами.

Известно устройство для улавливания песка в скважине (патент RU № 2468196, МПК Е21В 43/38, опубл. 27.11.2012 Бюл. № 33), установленное на штанговой подвеске выше глубинного насоса, включающее ловушку для песка и дифференциатор давления, находящийся выше ловушки, при этом песок, попадающий в колонну НКТ выше насоса, собирается в ловушку, установленную на штанговой подвеске за счет перепада давлений, создаваемого дифференциатором давления, при этом наружный диаметр ловушки меньше внутреннего диаметра НКТ.

Недостатками данного устройства являются узкая область применения из-за невозможности улавливания большого количества осадка, образующегося в терригенных коллекторах, при добыче высоковязкой нефти или т.п., так как улавливается только часть осадка ниже дифференциатора сбоку ловушки при их продольном перемещении, и, как следствие, низкая эффективность из-за улавливания ловушкой только части песка, поднимающегося со скважинной жидкостью вверх по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ), при этом устройство не предназначено и не может улавливать оседающий под действием сил гравитации песок во время остановок скважин, который попадая между плунжером и цилиндром насоса часто приводит к его заклиниванию и быстрому выходу из строя.

Наиболее близким по технической сущности является устройство для предохранения плунжера в глубоких насосах нефтяных скважин (ав.св. SU № 25568 МПК Е21В 47/00, опубл. 31.03.1932) от осаждающегося во время остановки насоса песка и для облегчения открывания клапанов, отличающееся применением тарельчатого клапана, помещенного в расширенной части выкидной трубы над плунжером и надетого свободно на насосную штангу.

Недостатками данного устройства являются узкая область применения из-за невозможности улавливания большого количества осадка, образующегося в терригенных коллекторах, при добыче высоковязкой нефти или т.п., так как не представляется возможность последовательной установки более одного клапана устройства, что снижает эффективность работы из-за невозможности открытия клапана при большом количестве осадка, и сложность конструкции из-за необходимости для установки клапана наличия расширенной части выкидной трубы (в колонне НКТ).

Техническим результатом предполагаемого изобретения является создание устройства штангового для улавливания механического осадка в нефтяной скважине, позволяющего упростить конструкцию за счет исключения расширения колонны НКТ выше цилиндра насоса и увеличить эффективность сбора механического осадка за счет расположения клапана в корпусе – ловушке с перпендикулярными оси скважины собирающими перемычками, оснащенными продольными переточными лабиринтными отверстиями (последовательно не совпадающими в проекции сверху).

Техническим решением является устройство штанговое для улавливания механического осадка в нефтяной скважине, включающее установленный в колонне насосно-компрессорных труб на штангах выше цилиндра плунжерного насоса клапан, пропускающий снизу вверх.

Новым является то, что клапан изготовлен в виде шара, взаимодействующего с седлом, которое установлено внутри полого цилиндрического корпуса – ловушки осадка, жёстко и соосно соединенного со штангами, сообщенного сверху и снизу каналами с колонной насосно-компрессорных труб и обеспечивающего минимально возможный зазор между стенками колонны насосно-компрессорных труб для перемещения его внутри без заклинивания, внутри корпуса выше клапана расположены перемычки, оснащённые продольными переточными лабиринтными отверстиями, перемычки выполнены поперечными, расположенными перпендикулярно оси скважины, при этом площадь поперечного сечения указанного зазора между стенками колонны насосно-компрессорных труб и корпусом меньше площади поперечного сечения каждого из: каналов сверху и снизу корпуса, продольных переточных лабиринтных отверстий.

Новым является также то, что внутренний объем корпуса устройства и/или количество устройств на штангах прямо пропорционально количеству механического осадка в колонне НКТ нефтяной скважины.

На фиг. 1 изображено устройство в продольном разрезе.

На фиг. 2 изображен разрез А-А фиг. 1 со схемой расположения отверстий перемычек.

На фиг. 3 изображено одно устройство в колонне НКТ в продольном разрезе.

Устройство штанговое для улавливания механического осадка в нефтяной скважине (не показана) включает в себя установленный в колонне НКТ 1 (фиг. 3) на штангах 2 (фиг. 1 и 3) выше цилиндра плунжерного насоса (не показан) клапан 3 в виде шара, пропускающий снизу-вверх и взаимодействующий с седлом 4. Седло 4 установлено внутри полого цилиндрического корпуса 5 – ловушки осадка, жёстко и соосно соединенного со штангами 2, сообщенного сверху и снизу каналами 6 и 7 соответственно с колонной НКТ 1 (фиг. 3) и обеспечивающего минимально возможный зазор h между стенками колонны НКТ 1 для перемещения его внутри без заклинивания. Внутри корпуса 5 (фиг. 1) выше клапана 3 последовательно расположены поперечные перемычки 8, оснащённые продольными переточными лабиринтными отверстиями 9 (фиг. 2), не совпадающими в проекции сверху.

Внутренний объем корпуса 5 (фиг. 3) устройства для задержания как минимум 90% наиболее крупных частиц подбирают эмпирическим путем в зависимости от количества механического осадка в колонне НКТ 1 нефтяной скважины, чем больше осадка в скважинной жидкости – тем больше объем корпуса 5 (прямо пропорциональная зависимость). Так как диаметр корпуса 1 нельзя увеличивать, чтобы не нарушить величину зазора h, то объем корпуса 1 увеличивают за счет его длины L. Однако с увеличением длины L корпуса 1 увеличивается вероятность заклинивания его в сложно структурированных (с большим отклонением от вертикали – более 2 м на 100 м длины), наклонных и/или горизонтальных (из-за искривленного переходного участка от вертикального или наклонного участка) скважинах, чтобы это исключить устанавливают последовательно на штангах 2 несколько аналогичных устройств с суммарным объемом их корпусов 5, обеспечивающих задержание внутри как минимум 90% наиболее крупных частиц механического осадка.

Конструктивные элементы технологические соединения, уплотнения и т.п., не влияющие на работоспособность устройства, на чертежах (фиг. 1 – 3) не показаны или показаны условно.

Устройство штанговое для улавливания механического осадка в нефтяной скважине работает следующим образом.

В нефтяную скважину на колонне НКТ 1 (фиг. 3) и штангах 2, соединенных с плунжером (не показан) насоса спускают плунжерный насос в интервал установки (не показан). Во время спуска выше цилиндра насоса между штангами 2 устанавливают, как минимум, один корпус 5 устройства с клапаном 3. После спуска устье (не показано) скважины герметизируют (не показано), а штанги 2 соединяют через полированный шток (не показан) с устьевым приводом (не показан). Для передачи возвратно поступательного перемещения штангам 2 и плунжеру устьевой привод запускают в работу.

Так как площадь поперечного сечения зазора h (фиг. 3) меньше площади поперечного сечения каждого из каналов 6 и 7 и отверстий 9 (фиг. 2), а длина L (фиг. 3) корпуса 1 превосходит толщины седла 4 и перегородок 8 (фиг. 1), то жидкость в основной массе в колонне НКТ 1 (фиг. 3) будет двигаться по наименьшему сопротивлению – через корпус 1.

При ходе плунжера и штанг 2 (фиг. 3) вверх нагнетательный клапан (не показан) плунжера насоса закрыт, а всасывающий клапан (не показан) цилиндра открыт. При этом жидкость из скважины поступает в подплунжерную полость (не показана) насоса, а из его надплунжерной полости (не показана) выдавливается в колонну НКТ 1, по которой поднимается на поверхность (не показано), опережая скорость подъема штанг 2, если диаметр плунжера насоса будет больше внутреннего диаметра НКТ 1 и перетекая в корпусе 5 снизу вверх при открытом клапане 3. Во всех других случаях скорость подъема жидкости будет одинаковой или меньше скорости подъема штанг 2, в этих случаях клапан 3 устройства будет закрыт.

При ходе плунжера и штанг 2 (фиг. 3) вниз нагнетательный клапан плунжера насоса открыт, а всасывающий клапан цилиндра закрыт. При этом жидкость из подплунжерной полости насоса перетекает в его надплунжерную полость, в колонне НКТ 1 жидкость стоит на месте, а корпус 5 со штангами 2 опускается вниз относительно колонны НКТ 1 и жидкости, которая перетекает в корпусе 5 снизу вверх.

Жидкость снизу попадет в корпус 5 (фиг. 1) через канал 7, отжимает клапан 3 от седла 4 и проходит через отверстия 9 перемычек 8 и выходит через канал 6. При прохождении перемычек 8 из лабиринтного расположения отверстий 9 жидкость постоянно меняет направление движения, а тяжелые частицы (более инерционные) механического осадка, не успевая за изменением направления осаждаются внутри корпуса 5 на перегородках 8, в зонах, удаленных от потока жидкости (в удалении от отверстий 9). В верхних и нижних мертвых точках (остановках перемещения) штанг 2 (фиг. 3) клапан 3 садится в седло 4, не позволяя потоку жидкости часть частиц механического осадка вымыть из корпуса 1 вниз – в цилиндр насоса.

Однако максимально количество механического осадка происходит во время простоя насоса (техническое облуживание, поломка оборудования, привода или т.п.) за счет гравитации (осаждение песка, глины, крошек цемента, металлической стружки или т.п.). Весь механический осадок из стоячей жидкости в колонне НКТ 1 (от насоса до устья) может осаждаться на плунжер насоса (нижняя точка). При длительных остановках механический осадок песка (в зависимости от концентрации в жидкости) может достигать несколько десятков метров, спрессовываясь и забивая всё пространство между плунжером и насосом, колонной НКТ 1 и штангами 2, что может привести к заклиниванию насоса.

Для исключения подобного до 90% механического осадка скапливается как минимум в одном корпусе 5 (фиг. 1), попадая внутрь через каналы 6, и его соответствующих перемычках 8 за счет лабиринтного расположения отверстий 9, а закрытый клапан 3, перекрывающий седло 4, исключает перемещение механического осадка с жидкостью вниз через каналы 7 на плунжер насоса.

При запуске насоса в работу не происходит заклинивания корпуса 5 (фиг. 3) в колонне НКТ 1за счет наличия зазора h. Малое количество осадка на плунжере исключает его заклинивание в цилиндре насоса, а излишки механического осадка вымываются из соответствующего корпуса 1 потоком жидкости снизу вверх на поверхность.

Таким образом, механический осадок при остановке скважины собирается внутри корпуса 1, а при запуске вымывается из него протекающей вверх жидкостью, тем самым защищается плунжерный насос от воздействия на него абразивных частиц, увеличивается срок службы насоса, независимо от кривизны ствола скважины и количества механического осадка в жидкости внутри колонны НКТ 1 без наличия расширения.

Предлагаемое устройство штанговое для улавливания механического осадка в нефтяной скважине позволяет упростить конструкцию за счет исключения расширения колонны НКТ выше цилиндра насоса и увеличить эффективность сбора механического осадка за счет расположения клапана в корпусе – ловушке с перпендикулярными оси скважины собирающими перемычками, оснащенными продольными переточными лабиринтными отверстиями.

Claims (2)

1. Устройство штанговое для улавливания механического осадка в нефтяной скважине, включающее установленный в колонне насосно-компрессорных труб на штангах выше цилиндра плунжерного насоса клапан, пропускающий снизу вверх, отличающееся тем, что клапан изготовлен в виде шара, взаимодействующего с седлом, которое установлено внутри полого цилиндрического корпуса – ловушки осадка, жёстко и соосно соединенного со штангами, сообщенного сверху и снизу каналами с колонной насосно-компрессорных труб и обеспечивающего минимально возможный зазор между стенками колонны насосно-компрессорных труб для перемещения его внутри без заклинивания, внутри корпуса выше клапана расположены перемычки, оснащённые продольными переточными лабиринтными отверстиями, перемычки выполнены поперечными, расположенными перпендикулярно оси скважины, при этом площадь поперечного сечения указанного зазора между стенками колонны насосно-компрессорных труб и корпусом меньше площади поперечного сечения каждого из: каналов сверху и снизу корпуса, продольных переточных лабиринтных отверстий.

2. Устройство штанговое для улавливания механического осадка в нефтяной скважине по п. 1, отличающееся тем, что внутренний объем корпуса устройства и/или количество устройств на штангах прямо пропорционально количеству механического осадка в колонне насосно-компрессорных труб нефтяной скважины.