Способ эксплуатации скважинной штанговой установки

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для эксплуатации проблемных заклинивающих скважин штанговыми насосами. Способ включает возвратно-поступательное движение и вращение колонны штанг. Скорость движения колонны штанг вниз изменяют пропорционально изменению нагрузки на устьевом штоке. Длину хода колонны штанг могут изменять пропорционально изменению нагрузки на устьевом штоке. Вращение колонны штанг могут осуществлять непрерывно. Технический результат заключается в обеспечении возможности устранения заклинивания колонны насосных штанг без разборки скважинного оборудования. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.

 

Изобретение относится к способам добычи нефти и может быть использовано при эксплуатации проблемных заклинивающих скважин штанговыми насосами.

Известны способы эксплуатации скважинной штанговой установки с помощью гидравлических приводов подъемных устройств (пат. RU №2061913, МПК6 F15B 1/02, опубл. 1996 г.; пат. RU №2134360, МПК6 F04B 47/04, опубл. 1999 г.; пат. RU №2193111, МПК6 F04B 47/04, опубл. 2002 г.), осуществляющих возвратно-поступательное движение колонны штанг.

Недостатком таких способов эксплуатации является сложность обслуживания проблемных заклинивающих скважин, что объясняется необходимостью полной разборки скважинного оборудования для устранения заклинивания колонны насосных штанг.

Наиболее близким к заявляемому способу и принятым в качестве прототипа является способ эксплуатации (пат. RU №2160817, МПК7 Е21B 19/16, опубл. 2000 г.) включающий возвратно-поступательное движение и вращение колонны штанг.

Такой способ эксплуатации позволяет несколько улучшить условия эксплуатации за счет обеспечения вращения колонны штанг. Однако вращение штанг зависит от их поступательного движения, если поступательное движение происходит вне копира, или только на какой то его части, то вращение отсутствует или неполноценное, если поступательного движения нет, то и вращении нет.

Кроме того, с помощью такого способа также сложно обслуживать проблемные заклинивающие скважины, что объясняется необходимостью полной разборки скважинного оборудования для устранения заклинивания колонны насосных штанг.

Задачей предлагаемого изобретения является упрощение обслуживания при эксплуатации проблемных заклинивающих скважин за счет обеспечения возможности устранения заклинивания колонны насосных штанг без разборки скважинного оборудования, а также обеспечение возможности работы в автоматическом режиме с проблемной скважиной с постоянным неустранимым зависанием.

Поставленной задачи решается за счет усовершенствования способа эксплуатации скважинной штанговой установки, включающего возвратно-поступательное движение и вращение колонны штанг.

Это усовершенствование заключается в том, что скорость движения колонны штанг вниз изменяют пропорционально изменению нагрузки на устьевом штоке, что позволяет постепенно устранить заклинивание колонны штанг.

Кроме того, длину хода колонны штанг могут изменять пропорционально изменению нагрузки на устьевом штоке, что позволяет постепенно устранить заклинивание колонны штанг.

Кроме того, вращение колонны штанг могут осуществлять непрерывно, что также способствует устранению заклинивания колонны штанг за счет непрерывного вращения колонны штанг как при движении ее вниз и вверх, так и при остановке возвратно-поступательного движения колонны штанг.

Изобретение поясняется чертежами, где изображена гидравлическая схема привода скважинной насосной установки, реализующей предлагаемый способ эксплуатации. На фиг.1 изображена гидравлическая схема привода скважинной насосной установки, на фиг.2 - штанговращатель, на фиг.3 - вид сверху на фиг.2.

Привод скважинной штанговой установки содержит рабочий цилиндр 1, разделенный поршнем 2 на две полости 3 и 4, и вспомогательный тандемный цилиндр 5 со штоком 6 с закрепленными на его концах поршнями 7 и 8, установленными с образованием четырех полостей - двух поршневых 9 и 10 и двух штоковых 11 и 12. Первая поршневая полость 9 соединена с пневмоаккумулятором - емкостью 13, а вторая 10 - через нагнетательную/сливную линию 14 и гидрораспределители 15 нагнетательной линией 16 с насосом 17 и сливной линией 18 со сливом 19. Первая штоковая полость 11 соединена через нагнетательную/сливную линию 20 и гидрораспределители 15 нагнетательной линией 16 с насосом 17 и сливной линией 18 со сливом 19, а вторая 12 - со штоковой полостью 4 рабочего цилиндра 1. Привод снабжен двумя предохранительными клапанами 21 и 22. Клапан 21 установлен в нагнетательной линии 20 первой штоковой полости 11 тандемного цилиндра 5, второй предохранительный клапан 22 установлен в нагнетательной линии 14 второй поршневой полости 10 тандемного цилиндра 5. Привод снабжен штанговращателем 23 с реактивным рычагом 24, взаимодействующим с вертикальной направляющей, выполненной в приведенном варианте в виде стойки 25 рамы. Штанговращатель 23 имеет автономный привод в виде гидромотора 26, соединенного через гидрораспределитель 27 нагнетательной линией 28 с насосом 29 и сливной линией 18 со сливом 19. Для изменения положения гидрораспределителей 15 и 27 служит станция управления 30, соединенная с датчиками 31 и 32 крайних положений поршня 2. Позицией 33 обозначен шток рабочего цилиндра 1, соединенный через устьевой шток 34 с колонной штанг 35.

Эксплуатация скважинной насосной установки осуществляется следующим образом.

Перед началом работы в автоматическом режиме, в ручном режиме настраивают клапан 22 в соответствии с нагрузкой на штоке при движении вниз, а при необходимости снижения максимальной грузоподъемности привода при движении вверх, настраивают и клапан 21. Перед началом работы поршень 2 рабочего цилиндра 1 находятся в нижнем положении, шток тандемного цилиндра 5 находится в крайнем правом по чертежу положении. Давление газа в емкости 13 и связанной с ней поршневой полости 9 передается через поршень на жидкость в полости 12 и жидкость в полости 4 рабочего цилиндра 1, уравновешивая устьевой шток 34 и связанную с ним колону штанг скважинного насоса. Золотники гидрораспределителей 15 и 27 находятся в верхнем по чертежу положении, при котором с насосом 17 соединена первая штоковая полость 11 тандемного цилиндра 5. Под действием давления рабочей жидкости, создаваемого насосом 17 в полости 11 и давления газа в пневмоаккумуляторе - емкости 13, соединенном с полостью 9, поршни тандемного цилиндра 5 перемещаются влево по чертежу, вытесняя рабочую жидкость из полости 12 и создавая в штоковой полости 4 рабочего цилиндра 1 давление, под действием которого перемещается поршень 2 и шток 33, соединенный с устьевым штоком 34, который связан с колонной штанг. Жидкость из полости 10 тандемного цилиндра 5 через гидрораспределители 15 вытесняется на слив 19. В случае заклинивания колоны штанг при движении вверх и превышения нагрузки на устьевом штоке 34 выше положенного, во избежание выхода из строя гидравлического или скважинного оборудования необходим предохранительный клапан 21, соединенный со штоковой полостью 11 тандемного цилиндра 5, и в случаях превышения максимального давления подает жидкость нагнетаемую насосом 17 на слив 19. При достижении поршнем 2 крайнего верхнего положения срабатывает датчик 31, сигнал от которого поступает на вход станции управления 30. В зависимости от заданного времени цикла станция управления 30 переводит золотники гидрораспределителей 15 в среднее (обеспечивая паузу) и далее в нижнее по чертежу положение, при котором происходит реверс привода. Рабочая жидкость от насоса 17 поступает в полость 10 тандемного цилиндра 5 и, воздействуя на его поршни, перемещает их вправо по чертежу, рабочая жидкость из полости 4 рабочего цилиндра 1 под давлением от веса колоны штанг, передаваемого через устьевой шток 34, вытесняется в полость 12 тандемного цилиндра 5, сжимая газ в полости 9 и пневмоаккумуляторе 13, а из полости 11 тандемного цилиндра 5 рабочая жидкость через гидрораспределители 15 вытесняется на слив 9.

Ход вниз в зависимости от настроек станции управления 30 длится до достижения подвеской датчика 32 нижнего положения, либо до завершения времени цикла. Если подвеска достигла датчика 32 нижнего положения раньше, чем закончится время цикла, то для обеспечения заданного числа качаний подвеска останавливается до конца времени цикла. Станция управления 32 не подает сигнал на золотники гидрораспределителей 15 и 28 и жидкость от насоса 17 подается на слив 19. После окончания времени цикла движение повторяется. В случае заклинивания колоны штанг и связанного с ней устьевого штока 34 при движении вниз, давление в замкнутой полости, образованной штоковой полостью 4 рабочего цилиндра 1 и штоковой полостью 12 тандемного цилиндра 5 снижается (значение стремится к 0), при этом давление, нагнетаемое насосом 17 повышается (значение стремится к давлению газа в пневмоаккумуляторе 13). Во избежание нарушения синхронизации хода рабочего цилиндра 1 и тандемного цилиндра 5 и образования вакуума в замкнутой полости, необходим предохранительный клапан 22, который при повышении давления, нагнетаемого насосом 17, в напорной поршневой полости 10 до давления газа начнет подавать жидкость в нагнетательную/сливную линию 20,' соединенную через распределители 15 со сливом 19. Таким образом, настройка давления открытия предохранительного клапана 21 регулирует нагрузку на штоке 33, при которой скорость движения вниз начнет снижаться, а настройка пропускной способности клапана 21 регулирует зависимость снижения скорости от нагрузки. Таким образом, при зависаниях штока 33 привод имеет возможность работать в следующих режимах в зависимости от настроек станции управления:

Режим 1:

Движение вверх осуществляется обычным образом, а при движении вниз шток 33 рабочего цилиндра 1 продолжает движение вниз, до достижения подвеской датчика 32 нижнего положения, сколько бы времени ни занял ход вниз. Если подвеска достигла датчика 32 нижнего положения ранее, чем время цикла, определенное установленным станцией управления 30 числом качаний, то подвеска останавливается до конца времени цикла на датчике 32 нижнего положения. В таком случае обеспечивается необходимая длина хода независимо от того, обеспечивается число качаний или нет.

Режим 2:

Движение вверх осуществляется обычным образом, а при движении вниз шток 33 рабочего цилиндра 1 продолжает движение вниз, до достижения подвеской датчика 32 нижнего положения или конца времени цикла. В случае, если время цикла закончилось раньше, чем подвеска достигла датчика 32 нижнего положения, то станция управления 30 подает сигнал на движение вверх. В таком случае обеспечивается необходимое число качаний независимо от того, обеспечивается длина хода или нет.

В варианте со штанговращателем 23 насос 29 через гидрораспределитель 27 в одном из его положений подает рабочую жидкость на гидромотор 26, установленный на устьевом штоке 35, и приводит его в действие, а в другом положении гидрораспределителя 27 рабочая жидкость поступает на слив 19. Положение гидрораспределителя 27 изменяется сигналами от станции управления 30. Таким образом, осуществляется вращение штанг 35, при этом этот процесс может происходить как в определенный промежуток времени, настраиваемый станцией управления 30, так и постоянно на всей длине хода и в моменты задержек в крайних положениях.

Предложенным способом осуществляли эксплуатацию скважинной насосной установки проблемной скважины с заклиненной колонной штанг.

При возвратно-поступательном движении скорость движения колонны штанг вниз изменяли в диапазоне от 0,25 м/с до 0 м/с пропорционально изменению нагрузки на устьевом штоке от 1,5 тс до 0,5 тс. Длину хода колонны штанг изменяли от 400 мм до 2000 мм пропорционально изменению нагрузки на устьевом штоке от 0,5 тс до 1,5 тс. При этом осуществляли непрерывное вращение колонны штанг со скоростью вращения в диапазоне 2-15 об/мин.

Таким образом, использование предлагаемого способа эксплуатации за счет работы в автоматическом режиме, при котором скорость движения и длина хода колонны штанг изменяется пропорционально изменению нагрузки на устьевом штоке и за счет обеспечения возможности непрерывного вращения колонны штанг, обеспечивает бесперебойное движение колоны штанг, постоянное движение (циркуляцию) жидкости и, как следствие, промывку густой среды добываемой жидкости и удаление АСПО, а также обеспечивает возможность эксплуатации скважин с постоянным неустранимым зависанием.

1. Способ эксплуатации скважинной штанговой установки, включающий возвратно-поступательное движение колонны штанг с изменением скорости движения колонны штанг вниз, отличающийся тем, что осуществляют вращение колонны штанг, а скорость движения колонны штанг вниз изменяют пропорционально изменению нагрузки на устьевом штоке.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что длину хода колонны штанг изменяют пропорционально изменению нагрузки на устьевом штоке.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что вращение колонны штанг осуществляют непрерывно.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для добычи нефти из скважин при большом содержании твердых частиц в откачиваемой жидкости, агрессивных сред, высокой вязкости и большой кривизне скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для добычи нефти из скважин при большом содержании твердых частиц в откачиваемой жидкости, агрессивных сред, высокой вязкости и большой кривизне скважин.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено в качестве привода с канатной связью для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов через одну скважину штанговыми насосами.

Изобретение относится к гидравлическим машинам объемного вытеснения, точнее - к приводным устройствам, включающим гидравлические или пневматические средства, и может быть использовано в качестве привода, например насоса, для подъема жидкостей с больших глубин.

Изобретение относится к испытанию геологического пласта, в частности к управлению насосом или блоком перемещения текучих сред инструмента для испытания пласта. .

Изобретение относится к устройствам для добычи высоковязкой нефти из буровых скважин. .

Изобретение относится к нефтяному машиностроению и может быть использовано для подъема жидкости из скважин. .

Изобретение относится к насосной технике, используемой при добыче нефти, в частности к погружным скважинным насосам для подъема пластовой жидкости из глубоких скважин с высоким содержанием солей, агрессивных сред и твердых частиц.

Изобретение относится к насосной технике, используемой при добыче нефти из глубоких скважин с высоким содержанием солей, агрессивных сред и твердых частиц. .

Изобретение относится к области компрессоро- и насосостроения и может быть использовано в нефтяной и газовой отраслях промышленности. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к добыче скважинной жидкости на нефтяных месторождениях. Обеспечивает повышение эффективности добычи за счет возможности температурного воздействия на добываемую скважинную жидкость.

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли. Техническим результатом является получение максимальной информативности промыслового исследования с закачкой в пласт агента нагнетания и добычей флюидов из пласта в различных условиях, включая исследования в условиях автономии, при наличии толщи многолетнемерзлых пород, а также при низкой приемистости продуктивного интервала.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве скважины. При строительстве нефтедобывающей скважины проводят бурение вертикального ствола через горные породы, в том числе через неустойчивые глинистые породы с входом в продуктивный пласт, спуск эксплуатационной колонны до продуктивного пласта, цементирование заколонного пространства, бурение ствола из эксплуатационной колонны в продуктивный пласт.

Группа изобретений относится к области добычи нефти и может быть использована для эксплуатации скважин, оборудованных электронасосами, в частности погружными центробежными электронасосами.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины. Устройство включает обсадную колонну, дополнительную эксплуатационную колонну и колонну насосно-компрессорных труб.

Изобретение относится к добыче жидкости из скважин с помощью погружных электроцентробежных насосных установок и может быть использовано при эксплуатации добывающих нефтяных скважин, преимущественно малодебитных и среднедебитных.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена в соединительных звеньях электрического погружного насоса. Электрическая погружная насосная система включает протектор и двигательную секцию, и уплотнители, препятствующие утечке из протектора и двигательной секции во время сборки.

Изобретение относится к компенсаторам давления, предназначенным для компенсации давления между окружающей средой вокруг подводного устройства и жидкой средой, заполняющей объем подводного устройства.

Группа изобретений относится к скважинным насосным системам, погружаемым в скважинные флюиды. Более конкретно, настоящие изобретения относятся к рециркуляции части потока, подаваемого погружным насосом скважинной насосной системы на впуск последней.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке обводненной нефтяной залежи для разделения продукции нефтяных скважин на нефть и воду.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано, в частности, для продления безводного режима эксплуатации нефтяных скважин. Обеспечивает упрощение устройства и возможность переключения потоков добываемой продукции неограниченное количество раз. Сущность изобретения: устройство включает спущенную в скважину колонну труб, пакер с установленным в нем отключателем потока, который выполнен в виде полого корпуса с отверстиями. При этом внутри полого корпуса концентрично его оси расположена труба, жестко соединенная с колонной труб, выполненная с верхним и нижним рядами отверстий, а также срезными штифтами и кольцевыми уплотнениями. Верхний конец полого корпуса оснащен центратором. Выше верхнего ряда отверстий труба оснащена срезными штифтами, а выше срезных штифтов труба на расстоянии, равном длине между ее верхним и нижним рядами отверстий, оснащена упорным кольцом. Верхний ряд отверстий полого корпуса выполнен выше пакера, а нижний ряд отверстий полого корпуса - ниже пакера. В исходном положении верхние и нижние ряды отверстий трубы и полого корпуса сообщены между собой и одновременно сообщают надпакерное и подпакерное пространства скважины с внутренним пространством трубы. Срезные штифты трубы упираются в верхний торец полого корпуса. Для отключения потока добываемой продукции из подпакерного пространства скважины труба имеет возможность ограниченного осевого перемещения вверх относительно полого корпуса и сообщения надпакерного пространства скважины с внутренним пространством трубы через его верхний ряд отверстий. Для отключения потока добываемой продукции из надпакерного пространства скважины труба имеет возможность ограниченного осевого перемещения вниз после разрушения срезных штифтов до опоры упорного кольца трубы в верхний торец полого корпуса и сообщения подпакерного пространства скважины с внутренним пространством трубы через совмещенные нижний ряд отверстий полого корпуса и верхний ряд отверстий трубы. 3 ил.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для эксплуатации проблемных заклинивающих скважин штанговыми насосами. Способ включает возвратно-поступательное движение и вращение колонны штанг. Скорость движения колонны штанг вниз изменяют пропорционально изменению нагрузки на устьевом штоке. Длину хода колонны штанг могут изменять пропорционально изменению нагрузки на устьевом штоке. Вращение колонны штанг могут осуществлять непрерывно. Технический результат заключается в обеспечении возможности устранения заклинивания колонны насосных штанг без разборки скважинного оборудования. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.

Наверх