Скважинная штанговая насосная установка


 


Владельцы патента RU 2539459:

Закрытое акционерное общество "ЭЛКАМ-нефтемаш" (RU)

Изобретение относится к химической или температурной обработке призабойной зоны пласта при разработке месторождений высоковязкой нефти. Технический результат - повышение надежности работы скважинной штанговой насосной установки и снижение трудоемкости ее обслуживания. Установка содержит дифференциальный штанговый насос, цилиндр которого соединен с колонной насосно-компрессорных труб. Полый шток цилиндра соединен с колонной полых насосных штанг. Установка имеет также узел ввода рабочего агента. Этот узел выполнен неподвижным и отделен от линии сбора продукции. 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». Уплотнение расположено между секциями. Нижняя часть цилиндра соединена с хвостовиком с выходными отверстиями. В хвостовике расположен полый нагнетательный шток. Он соединен с полым штоком насоса. На выходе полого нагнетательного штока насоса расположен обратный подпружиненный клапан. 1 ил.

 

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.

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.

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.

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).

Технический результат заявляемого изобретения заключается в повышении надежности работы скважинного оборудования, скважинной штанговой насосной установки и в снижении трудоемкости ее монтажа и обслуживания.

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.

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.

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.

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.

На фигуре представлена скважинная штанговая насосная установка.

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.

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.

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.

Таким образом, изобретение позволяет повысить надежность работы скважинного оборудования и снизить трудоемкость обслуживания скважинная штанговой насосной установки.

Скважинная штанговая насосная установка, содержащая дифференциальный штанговый насос, цилиндр которого соединен с колонной насосно-компрессорных труб, полый шток которого соединен с колонной полых насосных штанг, и узел ввода рабочего агента, отличающийся тем, что 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.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к телеметрической скважинной системе и может быть использовано при одновременно-раздельной эксплуатации скважин. Техническим результатом является обеспечение контроля посредством устройства измерения параметров нижнего пласта скважины, и контроля состояния добываемой среды верхнего продуктивного пласта, при этом существенно сокращается длина геофизического кабеля для подключения измерительного прибора с датчиками, что повышает технологичность сборки системы и надежность ее функционирования.

Группа изобретений относится к области бурения скважин и предназначена для передачи скважинной информации на поверхность по электромагнитному каналу связи. Техническим результатом является повышение надежности передачи информации с забоя по электромагнитному каналу связи, расширение области его применения и упрощение конструкции устройства для его осуществления.

Изобретение относится к геофизическим исследованиям скважин и предназначено для определения скоростей течения пластовых флюидов в нефтяных скважинах. Техническим результатом является выделение интервалов глубин (пластов), где происходит движение флюидов, и оценка скорости их фильтрации в месте расположения наблюдательной скважины.

Изобретение относится к области геофизических исследований скважин и предназначено для центрирования скважинных приборов в процессе их перемещения по стволу скважин.

Изобретение относится к буровым долотам, включающим датчики для проведения измерений, относящихся к скважинным параметрам, способам изготовления таких буровых долот и буровым системам, использующим такие буровые долота.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при определении герметичности обсадной колонны в нагнетательной скважине в интервале, перекрытом НКТ.
Данное изобретение относится к способами оценки продуктивных пластов на нефтегазовых месторождениях, в частности к оценке их свойств. Технический результат заключается в более эффективной оценке свойств пористого пласта.

Изобретение относится к способу, устройству и машиночитаемому носителю данных, используемых при построении геологической модели нефтяного или иного месторождения.

Группа изобретений относится к технике для исследования движения жидкостных потоков и сыпучих материалов, газожидкостных потоков, например процессов добычи газа в нефтегазовой отрасли, связанной с изучением процессов движения газожидкостных потоков в вертикальных, наклонных трубопроводах и отдельных устройствах.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к ликвидации скважин, выполнивших свое назначение. Способ ликвидации скважины с заколонными перетоками включает спуск колонны труб и установку цементных мостов в обсадной колонне скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению самозадавливающейся газовой скважины с аномально низким пластовым давлением (АНПД), расположенной на многопластовом месторождении.

Группа изобретений относится к скоростным подъемным колоннам и к устройствам, системам и способам, относящимся к использованию скоростных подъемных колонн. Способ установки скоростной подъемной колонны включает пропуск скоростной колонны в скважину, вхождение ключа для взаимодействия с непроходимостью во взаимодействие с непроходимостью ниппеля, выдвижение взаимодействующего с профилем ключа на скоростной колонне для взаимодействия с соответствующим стопорным профилем в стенке ствола скважины и поддержки таким образом скоростной колонны.
Изобретение относится к области разведки и разработки нефтяных залежей, низкопроницаемые породы-коллекторы которых выполнены галитовым или карбонатно-сульфатным цементом и катагенетическими минералами галита, кальцита и ангидрита.

Изобретение относится к погружным насосным установкам для эксплуатации скважин, в которых необходимо увеличить депрессию на пласт, не заглубляя погружную насосную установку, и/или с негерметичной эксплуатационной колонной.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для эксплуатации водозаборных скважин с содержанием попутной нефти в продукции, а также высокообводненных нефтяных скважин, используемых в качестве скважин-доноров - водозаборных.

Изобретение относится к технологиям добычи и применения глубокозалегающих подземных пластовых рассолов, обладающих, как правило, не только гидроминеральным потенциалом, в особенности промышленными концентрациями полезных компонентов для прямого использования или последующей переработки в товарные продукты, но и тепловым потенциалом, пригодным для использования по энергетическому назначению.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано, в частности, для продления безводного режима эксплуатации нефтяных скважин.

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.

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 нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано, в частности, для продления безводного режима эксплуатации нефтяных скважин. Обеспечивает упрощение конструкции устройства в работе, повышение надежности его работы и расширение его функциональных возможностей. Сущность изобретения: устройство включает спущенную в скважину колонну труб, пакер с уплотнительным элементом и установленным в нем отключателем потока, внутри полого корпуса концентрично его оси расположена труба. Эта труба сверху жестко соединена с колонной труб, а снизу - с поршнем. Труба с поршнем имеют возможность осевого перемещения относительно полого корпуса отключателя потока. Полый корпус отключателя потока заглушен снизу, отверстия в нем расположены под углом 120° между собой в трех вертикальных плоскостях по периметру полого корпуса. В первой вертикальной плоскости выполнено два отверстия, расположенные соответственно выше и ниже уплотнительного элемента пакера. Во второй вертикальной плоскости ниже уплотнительного элемента пакера выполнено одно отверстие. В третьей вертикальной плоскости выше уплотнительного элемента пакера выполнено одно отверстие. При этом поршень оснащен вырезом, имеющим возможность поочередного сообщения отверстия вертикальных плоскостей с внутренним пространством трубы при осевом и вращательном перемещении колонны труб с поршнем относительно полого корпуса отключателя потока. Полый корпус отключателя потока внутри снизу снабжен наружным продольным пазом, а поршень в нижней части снабжен тремя внутренними продольными проточками, расположенными под углом 120° между собой по периметру, при этом полый корпус отключателя потока своим наружным продольным пазом имеет возможность фиксации в любой из трех внутренних продольных проточек поршня. 3 ил.
Наверх