Способ эксплуатации скважины, осложненной выносом механических примесей

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтедобывающих скважин с установками штанговых глубинных насосов, осложненных выносом механических примесей. Способ включает спуск на насосных штангах штангового глубинного насоса, состоящего из цилиндра с плунжером, всасывающего и нагнетательного клапанов, и подъем пластовой жидкости при движении плунжера вверх за счет подъема насосных штанг головкой балансира станка-качалки. Установку оборудования производят в скважинах с диаметром эксплуатационной колонны не менее 114 мм, имеющих наклон относительно вертикали не более 30°. К нижней части цилиндра насоса присоединяют конструкцию, представляющую из себя две концентрично расположенные наружную и внутреннюю колонны насосно-компрессорных труб. Блок с всасывающим клапаном крепят на внутреннюю колонну. С этой же стороны наружную колонну крепят к цилиндру насоса через соединительную муфту. С противоположной стороны наружную и внутреннюю колонны соединяют между собой так, что жидкость может проходить во внутреннюю колонну. Наружную колонну насосно-компрессорных труб выполняют диаметром не менее 73 мм и длиной не более 10 м, а внутреннюю – меньшего диаметра. Пространство между наружной и внутренней колоннами представляет из себя накопитель. При движении плунжера насоса вверх имеющийся в плунжере нагнетательный клапан закрывается. Одновременно открывается всасывающий клапан. Через внутреннюю колонну насосно-компрессорных труб и открытый всасывающий клапан пластовая жидкость поступает внутрь цилиндра насоса и накопитель. В накопителе происходит оседание механических примесей под действием силы тяжести. При движении головки балансира станка-качалки вниз насосные штанги толкают плунжер вниз. Всасывающий клапан закрывается, и открывается нагнетательный клапан. Внутрь цилиндра поступает пластовая жидкость, в которой отсутствуют крупные механические примеси, осевшие ранее в накопителе. Повышается межремонтный период скважины, осложненной выносом механических примесей. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтедобывающих скважин с установками штанговых глубинных насосов, осложненных выносом механических примесей.

Известен штанговый глубинный насос, который содержит цилиндр и расположенный в нем подвижно полый плунжер, изготовленный из упругоэластичного материала, шток-клапан, нижняя часть которого выполнена в виде конуса, ответного конусному торцу нижней части эластичной втулки, выполняющий сразу две функции - нагнетательного клапана и обеспечивает возможность осевого перемещения при ходе эластичных втулок вверх и вниз. Шток-клапан крепится к штоку насоса при помощи переводной втулки, контактный профиль которой выполнен ответным профилю конического конца верхней части эластичной втулки. Выполнено конусное утолщение, расположенное выше контактного профиля шток-клапана и эластичной втулки. Герметичность между эластичными втулками и цилиндром насоса обеспечивается за счет давления столба жидкости на внутренние стенки эластичных втулок. Таким образом, эластичные втулки, расширяясь, плотно прилегают к внутренним стенкам цилиндра, что полностью исключает пропуск перекачиваемой жидкости, а вместе с ней абразивных частиц между эластичными втулками и цилиндром (патент РФ №2166128, кл. F04В 47/00, F04В 53/14, опубл. 27.04 2001).

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является скважинный штанговый насос, содержащий цилиндр и установленный в нем с образованием кольцевого зазора полый плунжер, в теле плунжера выполнены отверстия для соединения полости внутри плунжера и соответственно зоны нагнетания насоса с зазором между стенками цилиндра и плунжером. В известном изобретении площадь всех отверстий превышает площадь кольцевого зазора между стенками плунжера и цилиндра, а в полости плунжера установлен винтообразный скребок, при этом превышение площади всех отверстий относительно площади кольцевого зазора между стенками плунжера и цилиндра составляет 25-30% (патент РФ №2295651, кл. F04В 47/00, опубл. 20.03.2007 - прототип).

Известные изобретения позволяют снизить попадание механических примесей между движущимися элементами насоса за счет снижения зазора или использования жидкости. Однако общим недостатком является то, что механические примеси при этом никуда не исчезают, с каждым новым ходом плунжера этих частиц становится больше, они накапливаются в насосе, что в итоге приводит к снижению эффективности предлагаемых в известных изобретениях технических решений, а соответственно, поломке насоса и снижению межремонтного периода.

В предложенном изобретении решается задача повышения межремонтного периода скважины, осложненной выносом механических примесей.

Задача решается тем, что в способе эксплуатации скважины, осложненной выносом механических примесей, включающем оборудование скважины установкой штангового глубинного насоса, спускаемого на насосных штангах, состоящего из цилиндра и установленного в нем плунжера, всасывающего и нагнетательного клапанов, подъема пластовой жидкости при движении плунжера вверх за счет подъема насосных штанг головкой балансира станка-качалки, согласно изобретению, установку оборудования производят в скважинах с диаметром эксплуатационной колонны не менее 114 мм, имеющих наклон относительно вертикали не более 30º, к нижней части цилиндра насоса присоединяют конструкцию, представляющую из себя две концентрично расположенные наружную и внутреннюю колонны насосно-компрессорных труб, причем блок со всасывающим клапаном крепят на внутреннюю колонну, с этой же стороны наружную колонну крепят к цилиндру насоса через соединительную муфту, с противоположной стороны наружную и внутреннюю колонны соединяют между собой так, что жидкость может проходить во внутреннюю колонну, но не в кольцевое пространство между данными колоннами, наружную колонну насосно-компрессорных труб выполняют диаметром не менее 73 мм и длиной не более 10 м, а внутреннюю – меньшего диаметра, пространство между наружной и внутренней колоннами представляет из себя накопитель, при движении плунжера насоса вверх, имеющийся в плунжере нагнетательный клапан закрывается, одновременно открывается всасывающий клапан, через внутреннюю колонну насосно-компрессорных труб и открытый всасывающий клапан пластовая жидкость поступает внутрь цилиндра насоса и накопитель, при этом в накопителе происходит оседание механических примесей под действием силы тяжести, при движении головки балансира станка-качалки вниз, насосные штанги толкают плунжер вниз, всасывающий клапан закрывается и открывается нагнетательный клапан, при этом внутрь цилиндра поступает пластовая жидкость, в которой отсутствуют крупные механические примеси, осевшие ранее в накопителе.

Сущность изобретения

На межремонтный период скважины существенное влияние оказывает эффективность работы оборудования, установленного в скважине. При наличии механических примесей в жидкости, поступающей в скважину, межремонтный период значительно снижается ввиду негативного воздействия на насосное оборудование. Для уменьшения вредного воздействия применяют различные фильтры, уплотнители, выполняют плунжеры определенной конструкции. Однако денные технические решения позволяют уменьшить влияние механических частиц в жидкости лишь на первое непродолжительное время работы. Таким образом, существующие технические решения не в полной мере позволяют увеличивать межремонтный период скважины. В предложенном изобретении решается задача повышения межремонтного периода скважины, осложненной выносом механических примесей. Задача решается следующим образом.

На чертеже представлено схематическое изображение насоса и колонн труб в скважине. Обозначения: 1 – эксплуатационная колонна, 2 – колонна насосных штанг, 3 – цилиндр насоса, 4 – плунжер насоса, 5 – всасывающий клапан, 6 – нагнетательный клапан, 7 – наружная колонна насосно-компрессорных труб, 8 – внутренняя колонна насосно-компрессорных труб, 9 – соединительная муфта, 10 – накопитель для оседания механических примесей, 11 – механические частицы, осевшие в накопителе 10.

Способ реализуют следующим образом.

Подбирают скважину, осложненную выносом механических примесей, диаметр эксплуатационной колонны 1 в которой составляет не менее 114 мм и имеет наклон относительно вертикали не более 30º. Скважину оборудуют установкой штангового глубинного насоса. Насос спускают на колонне насосных штангах 2. Насос состоит из цилиндра 3 и установленного в нем плунжера 4, всасывающего 5 и нагнетательного 6 клапанов (см. чертеж).

К нижней части цилиндра 3 насоса присоединяют конструкцию, представляющую из себя две концентрично расположенные наружную 7 и внутреннюю 8 колонны насосно-компрессорных труб, причем блок со всасывающим клапаном 5 крепят на внутреннюю колонну 8. С этой же стороны наружную колонну 7 крепят к цилиндру 3 насоса через соединительную муфту 9. С противоположной стороны наружную 7 и внутреннюю 8 колонны соединяют между собой так, что жидкость может проходить во внутреннюю 8 колонну, но не в кольцевое пространство 10 между данными колоннами 7 и 8. Наружную 7 колонну насосно-компрессорных труб выполняют диаметром не менее 73 мм и длиной не более 10 м, а внутреннюю 8 – меньшего диаметра. Кольцевое пространство между наружной 7 и внутренней 8 колоннами представляет из себя накопитель 10.

Согласно расчетам, при диаметре эксплуатационной колонны 1 менее 114 мм, отсутствует техническая возможность спуска конструкции из наружной 7 и внутренней 8 колонн насосно-компрессорных труб. При наклоне эксплуатационной колонны, а, соответственно, и накопителя 10, относительно вертикали более 30º, эффективность способа значительно снижается ввиду уменьшения объема механических частиц, которые могут осесть в накопителе 10. При диаметре наружной 7 колонны насосно-компрессорных труб менее 73 мм, объем накопителя 10 значительно снижается ввиду необходимости спуска внутренней 8 колонны насосно-компрессорных труб. Кроме того, при длине наружной 7 колонны насосно-компрессорных труб более 10 м, возникает необходимость соединения нескольких труб, что снижает возможность спуско-подъемных операций.

При подъеме колонны насосных штанг 2 головкой балансира станка-качалки происходит движение плунжера 4 насоса вверх. Имеющийся в плунжере 4 нагнетательный клапан 6 закрывается. Одновременно открывается всасывающий клапан 5. Через внутреннюю колонну 8 насосно-компрессорных труб и открытый всасывающий клапан 5 пластовая жидкость поступает внутрь цилиндра 3 насоса. Ввиду того, что со стороны всасывающего клапана 5 имеется кольцевое пространство между наружной 7 и внутренней 8 колоннами труб, жидкость попадает в накопитель 10, в котором происходит оседание механических примесей 11 под действием силы тяжести.

При движении головки балансира станка-качалки вниз, насосные штанги 2 толкают плунжер 4 вниз. Всасывающий клапан 5 закрывается и открывается нагнетательный клапан 6. При этом внутрь цилиндра 3 поступает пластовая жидкость, в которой отсутствуют крупные механические примеси, осевшие ранее в накопителе 10.

Эксплуатацию скважины ведут до наполнения накопителя 10 механическими частицами, после чего проводят спуско-подъемные операции, очищают накопитель 10 и заново спускают в эксплуатационную колонну 1.

Результатом внедрения данного способа является повышение межремонтного периода скважины, осложненной выносом механических примесей.

Пример конкретного выполнения способа.

Скважина, эксплуатирующая терригенный коллектор, характеризуется низким межремонтным периодом 80 сут. ввиду наличия механических примесей в отбираемой жидкости. Насос скважины забивается мелкими частицами песка, что приводит к его поломке. Диаметр эксплуатационной колонны составляет 114 мм и имеет наклон относительно вертикали 30º. Скважина оборудована установкой штангового глубинного насоса, спущенного на колонне насосных штангах 2 (см. чертеж) в колонне насосно-компрессорных труб диаметром 60 мм.

Проводят спуско-подъемные операции. Поднимают насос. Насос состоит из цилиндра 3 и установленного в нем плунжера 4, всасывающего 5 и нагнетательного 6 клапанов. К нижней части цилиндра 3 насоса присоединяют конструкцию, представляющую из себя две концентрично расположенные наружную 7 и внутреннюю 8 колонны насосно-компрессорных труб, причем блок со всасывающим клапаном 5 крепят на внутреннюю колонну 8. С этой же стороны наружную колонну 7 крепят к цилиндру 3 насоса через соединительную муфту 9. С противоположной стороны наружную 7 и внутреннюю 8 колонны соединяют между собой так, что жидкость может проходить во внутреннюю 8 колонну, но не в кольцевое пространство 10 между данными колоннами 7 и 8. Наружную 7 колонну насосно-компрессорных труб выполняют диаметром 73 мм и длиной 10 м, а внутреннюю 8 диаметром 48 мм. Кольцевое пространство между наружной 7 и внутренней 8 колоннами представляет из себя накопитель 10. Насос с накопителем спускают в скважину.

При подъеме колонны насосных штанг 2 головкой балансира станка-качалки происходит движение плунжера 4 насоса вверх. Имеющийся в плунжере 4 нагнетательный клапан 6 закрывается. Одновременно открывается всасывающий клапан 5. Через внутреннюю колонну 8 насосно-компрессорных труб и открытый всасывающий клапан 5 пластовая жидкость поступает внутрь цилиндра 3 насоса и в накопитель 10, в котором происходит оседание 11 механических примесей под действием силы тяжести.

При движении головки балансира станка-качалки вниз, насосные штанги 2 толкают плунжер 4 вниз. Всасывающий клапан 5 закрывается и открывается нагнетательный клапан 6. При этом внутрь цилиндра 3 поступает пластовая жидкость, в которой отсутствуют крупные механические примеси, осевшие ранее в накопителе 10.

Эксплуатацию скважины ведут до наполнения накопителя 10 механическими частицами в течение 190 сут. Далее проводят спуско-подъемные операции, очищают накопитель 10 и заново спускают в эксплуатационную колонну 1. Скважину пускают в добычу.

Таким образом, предлагаемый способ позволяет увеличить межремонтный период скважины с 80 сут. до 190 сут. По прототипу при прочих равных условиях межремонтный период скважины увеличивается с 80 сут. до 140 сут. Прирост межремонтного периода по предлагаемому способу – 50 сут.

Предлагаемый способ позволяет повысить межремонтный период скважины, осложненной выносом механических примесей за счет применения накопителя механических частиц, которые оседают из отбираемой пластовой жидкости за счет сил тяжести.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения межремонтного периода скважины, осложненной выносом механических примесей.

Способ эксплуатации скважины, осложненной выносом механических примесей, включающий оборудование скважины установкой штангового глубинного насоса, спускаемого на насосных штангах, состоящего из цилиндра и установленного в нем плунжера, всасывающего и нагнетательного клапанов, подъем пластовой жидкости при движении плунжера вверх за счет подъема насосных штанг головкой балансира станка-качалки, отличающийся тем, что установку оборудования производят в скважинах с диаметром эксплуатационной колонны не менее 114 мм, имеющих наклон относительно вертикали не более 30°, к нижней части цилиндра насоса присоединяют конструкцию, представляющую из себя две концентрично расположенные наружную и внутреннюю колонны насосно-компрессорных труб, причем блок с всасывающим клапаном крепят на внутреннюю колонну, с этой же стороны наружную колонну крепят к цилиндру насоса через соединительную муфту, с противоположной стороны наружную и внутреннюю колонны соединяют между собой так, что жидкость может проходить во внутреннюю колонну, но не в кольцевое пространство между данными колоннами, наружную колонну насосно-компрессорных труб выполняют диаметром не менее 73 мм и длиной не более 10 м, а внутреннюю – меньшего диаметра, при этом пространство между наружной и внутренней колоннами представляет из себя накопитель, при движении плунжера насоса вверх имеющийся в плунжере нагнетательный клапан закрывается, одновременно открывается всасывающий клапан, через внутреннюю колонну насосно-компрессорных труб и открытый всасывающий клапан пластовая жидкость поступает внутрь цилиндра насоса и в накопитель, при этом в накопителе происходит оседание механических примесей под действием силы тяжести, при движении головки балансира станка-качалки вниз насосные штанги толкают плунжер вниз, всасывающий клапан закрывается и открывается нагнетательный клапан, при этом внутрь цилиндра поступает пластовая жидкость, в которой отсутствуют крупные механические примеси, осевшие ранее в накопителе.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к технике нефтепромыслового оборудования и может быть использовано в штанговых глубинных насосах, работающих в наклонных и горизонтальных скважинах.

Насос // 2674843
Изобретение относится к области машиностроения, в частности к вертикальным плунжерным насосам, особенно для перекачивания высоковязких жидкостей с содержанием механических примесей и газа, в частности к скважинным штанговым насосам, и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей отрасли, в частности к погружным скважинным насосам с приемным фильтром. Устройство содержит приводной вал, цилиндрический корпус, соединенный телескопически с фильтром.

Изобретение относится к области гидромашиностроения, в частности к скважинным штанговым насосам, предназначенным для добычи жидкости из скважин, и может быть использовано в нефтегазодобывающей отрасли.

Изобретение относится к конструкциям бесштанговых глубинных насосно-скважинных установок возвратно-поступательного движения, в которых используются в качестве привода погружные линейные магнитоэлектрические двигатели.

Изобретение относится к области машиностроения, в частности к вертикальным плунжерным насосам с самодействующими клапанами для перекачивания высоковязких жидкостей с содержанием механических примесей и газа, в частности к скважинным штанговым насосам для использования в нефтедобывающей промышленности.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации скважин штанговыми насосами в горизонтальных и наклонных скважинах.

Изобретение относится к области механизированной добычи нефти, осложненной повышенным газосодержанием. Технический результат – повышение надежности работы насоса разгазирования нефти, поступающей на прием насоса.

Изобретение относится к области эксплуатации нефтяной скважины механизированным способом, в частности к штанговым глубинным поршневым насосам для добычи нефти с большим содержанием механических примесей, песка и вязкой нефти из скважины.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и предназначено для добычи нефти из скважин. Насос содержит полый плунжер с нагнетательным клапаном, цилиндр с всасывающим клапаном в нижней части и кольцевым выступом в средней части.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для определения газового фактора нефти, а также дебитов нефти и воды нефтяных скважин. Технический результат заключается в обеспечении возможности измерения дебита жидкости при малом содержании свободного нефтяного газа или его отсутствия в измеряемой продукции.

Изобретение относится к области газовой промышленности, к способам добычи, сбора, подготовки и транспортировки низконапорной газожидкостной смеси и может быть использовано при разработке газоконденсатного месторождения путем эксплуатации добывающих скважин с низкими устьевыми давлениями фонтанным способом и дальнейшей транспортировки низконапорной продукции на перерабатывающий завод без применения компрессоров и эжекторов.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и может быть использована при освоении средних по запасам нефтяных месторождений высоковязких нефтей, расположенных вдали от обустроенных нефтегазодобывающих регионов, с последующей переработкой углеводородного сырья непосредственно на промысле.

Изобретение относится к нефтегазохимическим кластерам и может быть использовано, преимущественно, при разработке удаленных нефтяных месторождений в экстремальных климатических условиях.

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к обработке углеводородного газа с использованием низкотемпературного процесса, и может быть использовано в процессах промысловой подготовки конденсатсодержащего газа.

Изобретение относится к подводной обработке флюида, добываемого из скважины. Подводное устройство содержит трубопровод, выполненный с возможностью вмещения потока указанного флюида, содержащего жидкость и газ, отвод, проходящий через стенку трубопровода, компрессор, выполненный с возможностью сжатия отделенного газа.

Группа изобретений относится к добыче углеводородов из пласта. Технический результат - более быстрое достижение окончательного фазового разделения.

Предложенная группа изобретений относится к способам отделения твердой фазы от текучей среды, может быть использована для отделения твердой фазы из бурового раствора.

Изобретение относится к способам измерения обводненности скважинной нефти. Технический результат заключается в обеспечении более качественного расслоения скважинной продукции на нефть и воду без долговременной остановки работы глубинного насоса.

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано для определения коэффициентов сепарации установок очистки флюидов, а также сепараторов, предназначенных для контроля содержания примесей в потоке флюида.

В настоящем документе описаны многофазные расходомеры и связанные с ними способы. Устройство для измерения расхода содержит: впускной манифольд; выпускной манифольд; первый и второй каналы для потока, присоединенные между впускным и выпускным манифольдами; и анализатор для определения расхода текучей среды, протекающей через первый и второй каналы для потока, на основании параметра текучей среды, протекающей через первый канал для потока, причем параметр представляет собой перепад давления текучей среды, протекающей через первый канал для потока или плотность смеси текучей среды, протекающей через первый канал для потока, источник и детектор, соединенные с первым каналом для потока, причем анализатор использует полученные детектором значения для определения фазовой фракции текучей среды, протекающей через первый канал для потока, клапан для управления расходом текучей среды через второй канал для потока. Анализатор выполнен с возможностью перевода клапана из первого положения во второе положение на основании перепада давления, удовлетворяющего первому пороговому значению, и анализатор выполнен с возможностью перевода клапана из второго положения в первое положение на основании перепада давления, удовлетворяющего второму пороговому значению. Расход через первый и второй канал для потока определяют на основе перепада давления, фазовой фракции и фазовой фракции и положения клапана. Технический результат – возможность оборудования измерительными приборами только одного канала. 2 н. и 7 з.п. ф-лы, 9 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтедобывающих скважин с установками штанговых глубинных насосов, осложненных выносом механических примесей. Способ включает спуск на насосных штангах штангового глубинного насоса, состоящего из цилиндра с плунжером, всасывающего и нагнетательного клапанов, и подъем пластовой жидкости при движении плунжера вверх за счет подъема насосных штанг головкой балансира станка-качалки. Установку оборудования производят в скважинах с диаметром эксплуатационной колонны не менее 114 мм, имеющих наклон относительно вертикали не более 30°. К нижней части цилиндра насоса присоединяют конструкцию, представляющую из себя две концентрично расположенные наружную и внутреннюю колонны насосно-компрессорных труб. Блок с всасывающим клапаном крепят на внутреннюю колонну. С этой же стороны наружную колонну крепят к цилиндру насоса через соединительную муфту. С противоположной стороны наружную и внутреннюю колонны соединяют между собой так, что жидкость может проходить во внутреннюю колонну. Наружную колонну насосно-компрессорных труб выполняют диаметром не менее 73 мм и длиной не более 10 м, а внутреннюю – меньшего диаметра. Пространство между наружной и внутренней колоннами представляет из себя накопитель. При движении плунжера насоса вверх имеющийся в плунжере нагнетательный клапан закрывается. Одновременно открывается всасывающий клапан. Через внутреннюю колонну насосно-компрессорных труб и открытый всасывающий клапан пластовая жидкость поступает внутрь цилиндра насоса и накопитель. В накопителе происходит оседание механических примесей под действием силы тяжести. При движении головки балансира станка-качалки вниз насосные штанги толкают плунжер вниз. Всасывающий клапан закрывается, и открывается нагнетательный клапан. Внутрь цилиндра поступает пластовая жидкость, в которой отсутствуют крупные механические примеси, осевшие ранее в накопителе. Повышается межремонтный период скважины, осложненной выносом механических примесей. 1 ил.

Наверх