Результат интеллектуальной деятельности: СКВАЖИННАЯ ШТАНГОВАЯ НАСОСНАЯ УСТАНОВКА

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к скважинным насосным установкам, и может быть использовано для эксплуатации обводненных нефтяных скважин.

Известно "Входное устройство скважинного насоса" (патент RU №2232294, F 04 В 47/00. Опубл. Бюл. №19 от 10.07.2004), содержащее соединенную с переводником приемной части скважинного насоса отстойную камеру, в которой частично размещен U-образный подводящий патрубок, один конец которого выведен за отстойную камеру, а отстойная камера имеет в нижней части входной канал с сечением, меньшим проходного сечения отстойной камеры, при этом входное устройство дополнительно снабжено стаканом, выполненным с отверстиями в верхней части и сообщенным с отстойной камерой входным каналом, выполненным в виде трубки, размещенной в стакане, нижний конец которой расположен ниже отверстий стакана, а верхний конец в отстойной камере на некотором расстоянии от ее дна, при этом площадь кольцевого сечения между трубкой и стаканом выбрана таким образом, что максимальная скорость течения воды вниз в этом сечении может превышать не более чем в два раза, а минимальный объем кольцевого пространства между трубкой и стаканом должен быть не менее половины объема жидкости, поступающей в насос при всасывании.

Недостатком установки является то, что она не позволяет раздельный подъем на поверхность нефти и воды, которые в процессе совместного подъема по колонне лифтовых труб смешиваются между собой.

Наиболее близкой по технической сущности к предлагаемой установке является скважинная штанговая насосная установка с разобщенной откачкой нефти и воды из скважины, содержащая колонну лифтовых труб, колонну полых штанг, хвостовик, установленный внизу колонны лифтовых труб, и дифференциальный насос, имеющий нижнюю секцию с всасывающим и нагнетательным клапанами, которые выполнены с возможностью закачки посредством нижней секции насоса в колонну полых штанг продукцию скважины из затрубного пространства колоны лифтовых труб, и верхнюю секцию, которая выполнена кольцевой и снабжена отдельными всасывающим и нагнетательным клапанами, которые выполнены с возможностью закачки через хвостовик посредством верхней секции насоса в пространство между колонной лифтовых труб и колонной полых штанг продукции скважины (книга "Насосная добыча высоковязкой нефти из наклонных и обводненных скважин". К.Р.Уразаков, Е.И.Богомольный, Ж.С.Сейтпагамбетов, А.Г.Газаров. - М.: "Недра", 2003. - Стр.211-213, рис.5.4).

Недостатком установки является то, что вода поднимается по кольцевому пространству между внутренней поверхностью лифтовых труб и наружной поверхностью движущихся возвратно-поступательно полых штанг, а нефть - по полым штангам. Вода обладает плохими смазочными свойствами, что способствует ускоренному износу штанговой колонны и лифтовых труб. Нефть отличается более высокой вязкостью по сравнению с водой, поэтому ее движение по каналу полых штанг, имеющему меньшее сечение по сравнению с кольцевым каналом, обуславливает повышенное гидравлическое сопротивление, снижающее кпд установки. Другими недостатками установки являются: смешение нефти и воды в верхней части лифтовой колонны и направление их в одну выкидную линию, что усложняет дальнейшую подготовку нефти и воды, а также необходимость зумпфа в скважине, поскольку прием хвостовика должен располагаться ниже перфорационных отверстий в обсадной колонне скважины.

Техническая задача изобретения состоит в том, чтобы повысить надежность работы установки за счет уменьшения износа штанг и лифтовой колонны, повысить коэффициент полезного действия (КПД) установки путем снижения гидравлических сопротивлений, обеспечить раздельный подъем и подачу нефти и воды в раздельные выкидные линии, а также сократить металлоемкость установки за счет сокращения длины хвостовика, обеспечить возможность работы установки в скважинах без зумпфа.

Техническая задача решается скважинной штанговой насосной установкой, содержащей колонну лифтовых труб, колонну полых штанг, хвостовик, установленный внизу колонны лифтовых труб, и дифференциальный насос, имеющий нижнюю секцию с всасывающим и нагнетательным клапанами и верхнюю секцию, которая выполнена кольцевой и снабжена отдельными всасывающим и нагнетательным клапанами.

Новым является то, что колонна полых штанг на выходе из скважины снабжена гибким рукавом, соединенным с автономной выкидной линией, нижняя секция насоса выполнена с возможностью закачки продукции скважины в колонну полых штанг через хвостовик и свои всасывающий и нагнетательный клапаны, причем отдельный всасывающий клапан установлен между затрубным пространством колонны лифтовых труб и верхней секцией насоса, а отдельный нагнетательный клапан - между верхней секцией насоса и пространством между колонной лифтовых труб и колонной полых штанг, при этом хвостовик снизу снабжен сифоном с входным каналом, объем которого выполнен больше объема всасывания нижней секцией насоса и достаточен для освобождения пластовой воды от нефти за период нагнетания нижней секции насоса.

На чертеже представлена принципиальная схема скважинной штанговой насосной установки.

Скважинная штанговая насосная установка, содержащая колонну лифтовых труб 1, колонну полых штанг 2, хвостовик 3, установленный внизу колонны лифтовых труб 1, и дифференциальный насос 4, имеющий нижнюю секцию 5 с всасывающим 6 и нагнетательным 7 клапанами и верхнюю секцию 8, которая выполнена кольцевой и снабжена отдельными всасывающим 9 и нагнетательным 10 клапанами. Колонна полых штанг 2 на выходе из скважины снабжена гибким рукавом 11, соединенным с автономной выкидной линией (на черт. не показана). Нижняя секция 5 насоса 4 выполнена с возможностью закачки продукции скважины в колонну полых штанг 2 через хвостовик 3 и свои всасывающий 6 и нагнетательный 7 клапаны. Хвостовик 3 снизу снабжен сифоном 12 с входным каналом 13, имеющим входное отверстие 14 сверху. Объем входного канала 13 выполнен больше объема всасывания нижней секцией 5 насоса 4 и достаточен для освобождения пластовой воды от нефти за период нагнетания нижней секции 5 насоса 4.

Для выполнения данных условий необходимо соблюдение следующих соотношений:

где V_вх - объем входного канала 13 сифона 12,

F_пл - площадь поперечного сечения плунжера нижней секции 5 насоса 4,

S_пл - длина хода плунжера нижней секции 5 насоса 4,

где F_вх - площадь поперечного сечения входного канала 13 сифона 12,

F_пл - площадь поперечного сечения плунжера нижней секции 5 насоса 4,

V_пл - средняя скорость движения плунжера нижней секции 5 насоса 4,

V_вн - скорость всплытия капель нефти во входном канале 13 сифона 12 в водной среде.

При таком выполнении сифона 12 порция жидкости (смеси воды с каплями нефти), поступившая в сифон 12 в течение цикла всасывания нижней секции 5 насоса 4, по объему не превышает объем входного канала 13 сифона 12 и не попадает в хвостовик 3. В течение цикла нагнетания нижней секции 5 насоса 4 вода во входном канале 13 сифона 12 остается неподвижной, а капли нефти вследствие меньшей, чем у воды плотности всплывают в водной среде, находящейся во входном канале 13 сифона 12. Благодаря тому, что отношение площадей поперечного сечения входного канала 13 сифона 12 и поперечного сечения плунжера нижней секции 5 насоса 6 превышает отношение средней скорости движения плунжера нижней секции 5 насоса 6 к скорости всплытия капель нефти во входном канале 13 сифона 12 в водной среде, в течение цикла нагнетания нижней секции 5 насоса 4 все капли нефти, попавшие во входной канал 13 сифона 12 в течение цикла всасывания, успевают всплыть до входного отверстия 14 входного канала 13 и выйти в кольцевое пространство между хвостовиком 3 и обсадной колонной скважины 15.

Средняя скорость движения плунжера нижней секции 5 насоса 4 определяется выражением

где S_пл - длина хода плунжера нижней секции 5 насоса 4,

n - частота ходов плунжера нижней секции 5 насоса 4 в единицу времени.

Скорость всплытия капель нефти в водной среде может быть рассчитана по известным формулам (см., например, книгу Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. - М: ФГУП Изд-во "Нефть и газ" РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2003, стр.414) либо определена экспериментально.

Отдельный всасывающий клапан 9 установлен между затрубным пространством колонны лифтовых труб 1 и верхней секцией 8 насоса 4, а отдельный нагнетательный клапан 10 - между верхней секцией 8 насоса 4 и пространством между колонной лифтовых труб 1 и колонной полых штанг 4. Выход полых штанг 2 из верхней секции 8 насоса 4 герметизирован узлом герметизации 16, выполненным, например, в виде плунжерной пары, а выход из скважины 15 - устьевым сальником 17.

Установку в сборе спускают в обводненную нефтяную скважину 15, в которой вскрыт продуктивный пласт 18. Глубину подвески насоса 4 выбирают исходя из необходимой для нормального заполнения насоса 4 глубины погружения приема всасывающего клапана 9 верхней секции 8 насоса 4 под динамический уровень жидкости 19. Диаметр насоса 4 и режим откачки (длину хода и частоту качаний) выбирают исходя из дебита продуктивного пласта 18 скважины 15 по жидкости и обводненности продукции таким образом, чтобы производительность верхней секции 8 насоса 4 несколько превышала дебит продуктивного пласта 18 скважины 15 по нефти. В этом случае при работе насоса 4 уровень водонефтяного раздела 20 в скважине 15 будет располагаться вблизи приема всасывающего клапана 9 верхней секции 8 насоса 4, а по колонне лифтовых труб 1 в систему промыслового сбора нефти (на чертеже не показана) будет поступать нефть с небольшим содержанием воды. Конкретную величину обводненности выбирают исходя из наличия и точности средств контроля обводненности нефти, а также нормального ряда типоразмеров плунжеров скважинных штанговых насосов 4. Вода из полости скважины 15 ниже водонефтяного раздела 20 через сифон 12 с входным каналом 13 и хвостовик 3 насосом 4 по каналу полых штанг 2 и гибкому рукаву 11 в автономную выкидную линию и далее в систему поддержания пластового давления (на чертеже не показана). В скважине 15 от уровня водонефтяного раздела 20 до забоя (на чертеже не показан) находится столб пластовой воды, через который всплывают капли нефти, поступающей в ствол 15 скважины из продуктивного пласта 18. Длину хвостовика 3 выбирают таким образом, чтобы гарантированно исключить при флуктуациях положения водонефтяного раздела 20 достижения им входного отверстия 14 входного канала 13 сифона 12. Обычно для указанной цели достаточно длины хвостовика 3 из одной-трех стандартных лифтовых труб 1, т.е. кратно меньше, чем у прототипа. В процессе эксплуатации периодически контролируют величину обводненности нефти и в случае ее изменения соответственно изменяют режим откачки: если обводненность уменьшается, уменьшают скорость откачки и наоборот.

Предлагаемая установка обеспечивает повышение надежности работы установки за счет уменьшения износа штанг и лифтовой колонны, поскольку по кольцевому каналу между ними движется нефть, обладающая лучшими по сравнению с водой смазочными свойствами. Повышается КПД установки вследствие снижения гидравлических сопротивлений при движении в канале полых штанг маловязкой воды, а в кольцевом канале большего сечения - нефти. Установка обеспечивает раздельный подъем и подачу нефти и воды в раздельные выкидные линии, при этом нефть поступает в систему промыслового сбора с малым содержанием воды, что упрощает промысловую подготовку продукции, а вода может подаваться в ближние нагнетательные скважины для целей поддержания пластового давления. Поскольку вход хвостовика установки оборудован сифоном с входным каналом, обеспечивающим предотвращение попадания нефти в хвостовик, сокращается необходимая длина хвостовика и обеспечивается возможность работы установки в скважинах без зумпфа.