Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ И ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ОПТИМИЗАЦИИ ПРОЦЕССА ДОБЫЧИ ПЛАСТОВОГО ФЛЮИДА ИЛИ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для установки подземного скважинного оборудования в нагнетательных, нефтяных, газовых или газоконденсатных скважинах и натяжения колонны труб сверх собственного веса.

Известен способ добычи нефти штанговыми скважинными насосами, включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), штанг, скважинного насоса, эксплуатацию штанговой насосной установки (Силаш А.П. «Добыча и транспорт нефти и газа». Часть 1, М.: «Недра», 1980 г., стр.151-152, Абдуллин Ф.С. «Добыча нефти и газа» М.: «Недра», 1983 г., стр.158-159).

Недостатком известного способа является неустойчивость низа НКТ из-за периодически прикладываемых к глубинному насосному оборудованию нагрузок. Также к недостаткам относится интенсивный износ труб и штанг, плунжерной пары насоса вследствие изгиба и деформации колонны насосно-компрессорных труб.

Известен механизированный способ эксплуатации скважины, включающий спуск в скважину колонны труб, штанг, скважинного насоса, при необходимости других элементов, например, хвостовика, газового или газопесочного якоря, якоря для фиксации труб в обсадной колонне и т.п., установку якоря и эксплуатацию штанговой насосной установки (Чичеров В.Л., Молчанов А.Г. «Нефтепромысловые машины и механизмы», М.: «Недра», 1983 г., стр.34-38; Мищенко И.Т. «Скважинная добыча нефти», М.: «Нефть и газ», 2003 г., стр.588-590).

Недостатками известного способа являются уменьшение коэффициента заполнения насоса, увеличение трения между колонной штанг и колонной труб, износ пары плунжер-цилиндр из-за отсутствия возможности натяжения колонны труб сверх собственного веса.

Известен способ поддержания пластового давления, включающий спуск в скважину колонны труб и закачку воды из водозаборных скважин в нагнетательные (Абдулин Ф.С. «Добыча нефти и газа», М.: «Недра», 1983 г., стр.60-61).

Недостатком известного способа является отсутствие установленного над пластом под закачку пакера, необходимого для защиты колонны труб от воздействия высокого давления закачки рабочего агента в пласт.

Известен способ поддержания пластового давления, включающий спуск на колонне труб пакера, установку пакера и закачку воды в пласт по колонне труб (Каплан Л.С. «Оператор по добыче нефти и попутного газа», Учеб. пособие для операторов. Уфа, 2005 г., стр.318).

Недостатком известного способа является отсутствие возможности натяжения колонны труб сверх собственного веса, отсутствие возможности герметизации устья при заданном усилии натяжения колонны труб.

Техническим результатом предлагаемого изобретения является возможность натяжения колонны труб сверх собственного веса, обеспечение герметизации устья при заданном усилии натяжения колонны труб при осуществлении процесса добычи пластового флюида или поддержания пластового давления. Также техническим результатом предлагаемого изобретения является повышение дебита скважины, эксплуатируемой штанговым глубинным насосом за счет увеличения коэффициента заполнения насоса и коэффициента подачи насоса, уменьшение износа пары плунжер-цилиндр и снижение трения между колонной штанг и колонной труб при добыче пластового флюида при помощи штангового насоса. Натяжение колонны труб при помощи предлагаемого устройства значительно снижает вероятность истирания и обрывности штанг.

Для достижения поставленного технического результата в способе оптимизации процесса добычи пластового флюида или поддержания пластового давления, включающем спуск в скважину компоновки подземного оборудования, установку пакера или якоря, эксплуатацию компоновки, согласно изобретению, спускают компоновку в скважину, при достижении проектной глубины устанавливают пакер или якорь в заданном интервале разгрузкой веса колонны труб, делают первую метку на колонне труб на уровне фланца устьевого патрубка, приподнимают колонну труб от первой метки на определенную величину, опускают колонну труб до первой метки, производят установку пакера или якоря, натягивают колонну труб до заданной величины, делают вторую метку на колонне труб на уровне фланца устьевого патрубка, снимают пакер или якорь натяжением колонны труб, измеряют расстояние от верхней муфты колонны труб до второй метки и расстояние между первой и второй метками, подгоняют с помощью патрубков колонну труб или изменяют место установки пакера или якоря, так чтобы сбег верхней резьбы переводника находился на уровне второй метки, осуществляют захват спайдером под верхнюю муфту колонны труб, отсоединяют муфту от штока, на мостках вставляют устройство в сборе с переводником в проходное отверстие планшайбы, проверяют ее перемещение по всей длине штока, при нехватке длины штока устройства удлиняют шток патрубком, соединяют между собой муфту и шток, помещают во внутреннюю полость устройства шарик, вкручивают в муфту вертлюг, подвешивают планшайбу с помощью стропа к крюкоблоку, осуществляют захват элеватором под муфту устройства, собранного вместе с переводником и планшайбой, на верхнюю муфту колонны труб наворачивают переводник в сборе с устройством и свободно перемещающейся на устройстве планшайбой, приподнимают колонну труб, делают на ней метку, на расстоянии от сбега верхней резьбы переводника, равным расстоянию между первой и второй метками, производят повторную установку пакера или якоря, натягивают колонну труб до выхода верхней резьбы переводника над фланцем устьевого патрубка, накручивают на верхнюю резьбу переводника планшайбу, опускают планшайбу на фланец устьевого патрубка и герметизируют устье, создают во внутренней полости устройства через вертлюг давление определенной величины, под действием которого поршень, преодолевая сопротивление пружинного кольца, перемещается вниз, освобождая защелки, натягивают колонну труб для выхода защелок из зацепления с переводником, извлекают устройство из переводника.

Для достижения поставленного технического результата, согласно изобретению, оборудование для оптимизации процесса добычи пластового флюида или поддержания пластового давления состоит из колонны труб с пакером или якорем, фланца устьевого патрубка, планшайбы, переводника и устройства, включающего муфту, шток, в котором установлены защелки, поджатые поршнем, ограниченным сверху буртом штока, а снизу втулкой с пружинным кольцом, уплотнительные кольца, одно из которых расположено между штоком и переводником, а другое между штоком и поршнем, и шарика, помещаемого во внутреннюю полость устройства.

Наличие переводника обеспечивает соединение планшайбы с колонной труб.

Наличие защелок, поджатых поршнем, обеспечивает удерживание в зацеплении устройства и переводника.

Ограничение поршня сверху буртом штока, а снизу втулкой с пружинным кольцом, предотвращает осевое перемещение поршня.

Наличие уплотнительных колец между штоком и переводником, а также между поршнем и штоком обеспечивает их герметизацию.

Схема применения оборудования для оптимизации процесса добычи пластового флюида или поддержания пластового давления представлена на фиг.

Оборудование для оптимизации процесса добычи пластового флюида или поддержания пластового давления включает в себя колонну труб 11 с пакером или якорем (на фиг. не показаны), фланец устьевого патрубка 14, планшайбу 11, переводник 1 и устройство, состоящее из муфты 2, штока 3.

В штоке 3 установлены поршень 4, защелки 5, пружинное кольцо 6 и втулка 7 (фиг.). Уплотнительные кольца 8,9 установлены соответственно между штоком 3 и переводником 1, а также между поршнем 4 и штоком 3. Поршень 4 зафиксирован от осевых перемещений в штоке 3 сверху буртом 10 штока 3, а снизу втулкой 7 с пружинным кольцом 6. Защелки 5 поджаты поршнем 4 и предназначены для удерживания в зацеплении устройства с переводником 1. Переводник 1 предназначен для соединения планшайбы 11 с колонной труб 12. Также оборудование включает в себя шарик 13, помещаемый во внутреннюю полость устройства. Шарик 13 необходим для воздействия на поршень 4 созданием давления во внутренней полости штока 3, при подаче давления в которую, поршень будет перемещаться вниз, при этом произойдет освобождение защелок 5 из зацепления с переводником 1.

Реализация способа приведена в описании работы устройства. Способ заключается в том, что собирают компоновку подземного оборудования, включающую колонну труб 12, штанговый насос, колонну штанг, пакер или якорь (на фиг. не показаны). В качестве штангового насоса используют штанговый глубинный насос или штанговый винтовой насос. Либо собирают компоновку подземного оборудования, включающую колонну труб 12 и пакер (на фиг. не показан). Спускают собранную компоновку в скважину. При достижении проектной глубины устанавливают пакер или якорь в заданном интервале разгрузкой веса колонны труб 12. Делают первую метку (на фиг. не показана) на колонне труб 12 на уровне фланца 14 устьевого патрубка. Приподнимают колонну труб 12 от первой метки на определенную величину. Опускают колонну труб 12 до первой метки. Производят установку пакера или якоря (на фиг. не показаны). Натягивают колонну труб 12 до заданной величины. Делают вторую метку (на фиг. не показана) на колонне труб 12 на уровне фланца 14 устьевого патрубка. Снимают пакер или якорь натяжением колонны труб 12. Измеряют расстояние от верхней муфты 15 колонны труб 12 до второй метки и расстояние между первой и второй метками. Подгоняют с помощью подгоночных патрубков (на фиг. не показаны) колонну труб 12 или изменяют место установки пакера или якоря, так чтобы сбег верхней резьбы переводника 1 находился на уровне второй метки. Осуществляют захват спайдером (на фиг. не показана) под верхнюю муфту 15 колонны труб 12. Отсоединяют муфту 2 от штока 3. На мостках вставляют устройство в сборе с переводником 1 в проходное отверстие планшайбы 11. Проверяют перемещение планшайбы по всей длине штока 3 устройства, при нехватке длины штока 3 удлиняют шток 3 патрубком (на фиг. не показан). Соединяют между собой муфту 2 и шток 3. Помещают во внутреннюю полость устройства шарик 13. Вкручивают в муфту 2 вертлюг (на фиг. не показан). Подвешивают планшайбу 11 с помощью стропа к крюкоблоку (на фиг. не показаны). Осуществляют захват элеватором под муфту 2 устройства, собранного вместе с переводником 1 и планшайбой 11. На верхнюю муфту 15 колонны труб 12 наворачивают переводник 1 в сборе с устройством и свободно перемещающейся на устройстве планшайбой 11. Приподнимают колонну труб 12. Делают на ней метку, на расстоянии от сбега верхней резьбы переводника 1, равным расстоянию между первой и второй метками. Производят повторную установку пакера или якоря. Натягивают колонну труб 12 до выхода верхней резьбы переводника 1 над фланцем 14 устьевого патрубка. Накручивают на верхнюю резьбу переводника планшайбу 11. Опускают планшайбу 11 на фланец 14 устьевого патрубка и герметизируют устье. Создают во внутренней полости устройства давление определенной величины, под действием которого поршень 4, преодолевая сопротивление пружинного кольца 6, перемещается вниз, освобождая защелки 5. Натягивают колонну труб 12 для выхода защелок 5 из зацепления с переводником 1. Извлекают устройство из переводника 1. При этом переводник 1 остается в скважине, обеспечивая связь колонны труб 12 с планшайбой 11. Эксплуатируют компоновку. После проведения необходимых работ натягивают колонну труб 12 нагрузкой, превышающей нагрузку срыва пакера или якоря, переводят пакер или якорь (на фиг. не показаны) в транспортное положение. Извлекают компоновку из скважины.

Заявляемое изобретение позволяет производить натяжение колонны труб сверх собственного веса в скважинах, в том числе и искривленных; обеспечивает герметизацию устья при заданном усилии натяжения колонны труб, а при добыче пластового флюида штанговым насосом, кроме вышеперечисленного, позволяет увеличить коэффициент заполнения насоса и коэффициент подачи насоса, уменьшить износ пары плунжер-цилиндр и снизить трение между колонной штанг и колонной труб, а также снизить вероятность истирания и обрывности штанг.