Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН И СКВАЖИН С БОКОВЫМИ СТВОЛАМИ

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли и может быть использовано при добыче нефти из нефтяных наклонно-направленных скважин и скважин с боковыми стволами штанговыми насосными установками (ШСНУ), оборудованными канатными штангами.

Известен способ эксплуатации нефтяных наклонно-направленных скважин и скважин с боковыми стволами с использованием установок электроцентробежных насосов (УЭЦН), в состав которых входит погружной электродвигатель, приводящий через гидрозащиту многоступенчатый электроцентробежный насос. Компоновка погружного оборудования УЭЦН подвешена в наклонно-направленной скважине на колонне насосно-компрессорных труб, по которым пластовая жидкость нагнетается электроцентробежным насосом к устьевой арматуре [1].

К недостаткам известного способа следует отнести низкий КПД УЭЦН при работе в малодебитных скважинах и ограничения по углу набора кривизны скважины, обусловленные значительной длиной компоновки «погружной электродвигатель - гидрозащита - электроцентробежный насос».

Наиболее близким способом того же назначения к заявленному изобретению по совокупности признаков является способ эксплуатации нефтяных наклонно-направленных скважин и скважин с боковыми стволами, реализуемый посредством использования штанговых скважинных насосных установок, при этом в местах искривления ствола скважины колонна штанг ШСНУ комплектуется штангами, выполненными в виде каната с жесткими заделками на концах [2, 3].

При возвратно-поступательном движении колонны насосных штанг на искривленном участке ствола скважины, канатные штанги плавно изгибаются, что обусловливает уменьшение контактных напряжений, снижение вероятности истирания и разрушения штанг и скважинных труб. Данный способ принят за прототип.

Признаки прототипа, совпадающие с существенными признаками заявляемого способа, - способ эксплуатации нефтяных наклонно-направленных скважин и скважин с боковыми стволами с использованием штанговых скважинных насосных установок, привод которых обеспечивает возвратно-поступательное движение колонны насосных штанг, соединенных с плунжером штангового глубинного насоса, при этом на искривленных участках ствола скважины в колонну насосных штанг установлены гибкие канатные штанги, а прямолинейные участки ствола скважины оборудованы жесткими штангами.

К недостаткам способа, принятого за прототип, следует отнести наличие сжимающих нагрузок на канатные штанги при работе привода ШСНУ. В практике эксплуатации ШСНУ с канатными штангами нередки ситуации, когда число возвратно-поступательных движений (качаний) плунжера насоса и колонны насосных штанг выбрано не рационально. В случае, когда скорость поступательного движения жестких насосных штанг, установленных выше канатных штанг, больше скорости движения насосных штанг, смонтированных ниже участка, оборудованного гибкими канатными штангами, на канатные штанги действуют сжимающие нагрузки. Наличие сжимающих нагрузок обусловливает деформацию и изгиб канатной штанги, что приводит к точечному контакту со стенками труб НКТ, истиранию и взаимному разрушению материала канатных штанг и колонны насосно-компрессорных труб.

Задачей изобретения является увеличение ресурса канатных штанг и насосно-компрессорных труб при эксплуатации нефтяных наклонно-направленных скважин и скважин с боковыми стволами с использованием штанговых скважинных насосных установок.

Поставленная задача была решена за счет того, что в известном способе эксплуатации нефтяных наклонно-направленных скважин и скважин с боковыми стволами, реализуемом посредством использования штанговых скважинных насосных установок, состоящих из поверхностного привода с узлом подвески колонны насосных штанг, колонны насосных штанг, насосно-компрессорных труб и погружного насоса, при этом на участке набора кривизны ствола скважины установлены гибкие канатные штанги, а прямолинейные участки ствола скважины оборудованы жесткими штангами, согласно изобретению скорость поступательного движения колонны насосных штанг при опускании плунжера погружного насоса ограничивают по условию обеспечения в точке подвеса колонны насосных штанг минимально допустимой нагрузки, равной суммарному весу насосных штанг в скважинной жидкости на участке колонны насосных штанг от канатной подвески до заделки с гибкой канатной штангой.

Признаки заявляемого технического решения отличительные от прототипа - скорость поступательного движения колонны насосных штанг при опускании плунжера погружного насоса ограничивают по условию обеспечения в точке подвеса колонны насосных штанг минимально допустимой нагрузки, равной суммарному весу насосных штанг в скважинной жидкости на участке колонны насосных штанг от канатной подвески до заделки с гибкой канатной штангой.

Уменьшение нагрузки ниже предельного значения определяет не рациональный режим работы канатных насосных штанг, характеризующийся наличием сжимающих нагрузок на гибкие канатные штанги.

Ограничение скорости поступательного движения колонны насосных штанг при опускании плунжера скважинного насоса предотвращает возникновение сжимающих нагрузок на гибкие канатные штанги, установленные на криволинейных участках ствола скважины.

Предлагаемый способ иллюстрируется схемами, представленными на фиг. 1-3.

На фиг. 1 показана схема ШСНУ с механическим приводом и канатными штангами, реализующая способ.

На фиг. 2 - схема ШСНУ с гидравлическим приводом и канатными штангами, реализующая способ.

На фиг. 3 - схема гидравлического привода, обеспечивающего ограничение скорости опускания колонны штанг по условию обеспечения минимальной нагрузки в точке подвеса штанг.

На фиг. 3 показаны:

9 - силовой гидроцилиндр ГЦ;

10- аксиально-поршневой насос-мотор АПН;

11 - золотниковый распределитель ЗР;

12 - обратный клапан ОК;

13 - фильтр тонкой очистки Ф;

14 - муфта М;

15 - электродвигатель ЭД;

16 - частотный преобразователь 477;

17 - предохранительный клапан ПК;

18 - клапан РК.

Нефтяная скважина с боковым стволом 1 эксплуатируется штанговой скважинной насосной установкой, в состав которой входят привод 2, станция управления 3, узел подвески колонны насосных штанг 4, колонна насосно-компрессорных труб 5, колонна насосных штанг, состоящая из участков 6 и 7, оборудованных жесткими насосными штангами, и участка 8, расположенного в интервале набора кривизны ствола скважины и оборудованного гибкими канатными штангами (фиг. 1).

Перед запуском привода 2 определяют длину L₁ участка 6, длину и массу одной жесткой насосной штанги и m_ш, соответственно. Рассчитывают минимально допустимую нагрузку F_min, создаваемую колонной насосных штанг длиной L₁, в точке подвеса

где F_min - минимально допустимая нагрузка в точке подвеса насосных штанг, Н;

g- ускорение свободного падения, g=9,8 м/с²;

m_ш - масса одной жесткой насосной штанги, кг;

L₁ - длина участка колонны насосных штанг от точки подвеса до заделки канатной штанги, м;

- длина одной жесткой насосной штанги, м; ρ_ж - плотность пластовой жидкости, кг/м³;

ρ_шт - плотность материала штанг, кг/м³.

Определенное расчетным путем значение F_min сравнивают с нагрузкой на узле подвески колонны насосных штанг 4, полученной путем прямых (посредством датчиков, иных средств измерений) или косвенных (пересчетом значений электрических, гидравлических или др. параметров привода ШСНУ) измерений в режиме реального времени. В случае, если измеряемая нагрузка меньше установленного минимального значения нагрузки в точке подвеса колонны штанг, посредством станции управления 3 осуществляют снижение скорости опускания колонны насосных штанг с целью предотвращения возникновения сжимающих нагрузок на гибкие канатные штанги 8.

Снижение количества качаний в единицу времени негативно сказывается на производительности ШСНУ. Уменьшение влияния данного отрицательного явления при реализации заявляемого способа обеспечивается, например, путем установки жестких утяжеленных насосных штанг на участке 7 колонны насосных штанг - от заделки с гибкой канатной штангой до плунжера погружного насоса. Увеличенная масса нижней части колонны насосных штанг 7 снижает вероятность их зависания и увеличивает скорость опускания без возникновения сжимающих нагрузок на гибкие насосные штанги 8.

Заявляемый способ эксплуатации нефтяных наклонно-направленных скважин и скважин с боковыми стволами может быть реализован посредством использования автоматизированного механического (фиг. 1) или гидравлического (фиг. 2) привода ШСНУ. В первом случае регулирование частоты качаний и скорости опускания колонны штанг реализуется путем изменения параметров питающего напряжения приводного электродвигателя посредством использования станции управления 3.

При использовании гидравлического привода ШСНУ ограничение скорости опускания колонны насосных штанг по заданной минимальной нагрузке в точке их подвеса может быть реализовано посредством установки в сливную магистраль гидропривода переливного клапана РК 18 (фиг. 3).

Представленный на схеме гидравлический привод (фиг. 3) работает следующим образом. Поднятие колонны штанг и плунжера погружного насоса осуществляется посредством силового гидроцилиндра ГЦ 9 при нагнетании рабочей жидкости в его штоковую полость посредством аксиально-поршневого насоса-мотора АПН 10 через золотниковый распределитель ЗР 11. Рабочая жидкость поступает в насос-мотор АПН 10 через обратный клапан ОК 12 и фильтр тонкой очистки Ф 13 из гидравлического бака. Вращающий момент на приводной вал насоса-мотора АПН 10 передается через муфту М 14 от электродвигателя ЭД 15, управляемого частотным преобразователем ЧП 16, размещенным в станции управления ШСНУ. Давление в нагнетательной линии гидропривода ограничивается предохранительным клапаном ПК 17.

Опускание колонны штанг и плунжера погружного насоса осуществляется под действием собственного веса. При этом золотниковый распределитель ЗР 11 переключается, а рабочая жидкость из штоковой полости силового гидроцилиндра ГЦ 9 подается на вход насоса-мотора АПН 10 и сливается в гидробак через клапан РК 18.

Клапан РК 18 настроен таким образом, чтобы открываться при давлении P_min в сливной магистрали. Давление открытия клапана РК 18 равное P_min (Па) рассчитывается по формуле

где S_П - площадь поршня силового цилиндра ГЦ гидропривода ШСНУ, м²;

S_Ш - площадь поперечного сечения штока силового цилиндра ГЦ гидропривода ШСНУ, м²; ΔР - потери давления при прохождении жидкости через местные гидравлические сопротивления (трубопроводы, золотниковый распределитель ЗР, аксиально-поршневой насос-мотор АПН и т.д.), Па.

Таким образом, при использовании гидропривода ШСНУ, в случае снижения нагрузки F в точке подвеса колонны штанг ниже допустимого значения F_min, скорость колонны штанг при опускании уменьшается за счет снижения расхода жидкости через переливной клапан, что предотвращает возникновение сжимающих нагрузок на канатных штангах.

Предотвращение возникновения сжимающих нагрузок на канатные штанги при эксплуатации нефтяных наклонно-направленных скважин и скважин с боковыми стволами с использованием штанговых скважинных насосных установок обеспечивает увеличение ресурса канатных штанг и насосно-компрессорных труб.

Источники информации:

1. Молчанов А.Г. Машины и оборудование для добычи нефти и газа: учебник для вузов. - 2-е изд., испр. и доп. - М.: Альянс, 2010. - 588 с.

2. Ивановский В.Н. Скважинные насосные установки с канатными штангами / В.Н. Ивановский, О.В. Пузанов, B.C. Каштанов, А.В. Деговцов // Совершенствование техники и технологии добычи нефти в НГДУ «Покачевнефть». М.: «Нефть и газ», 1993 г., с. 80-107

3. Патент РФ №2527275, МПК F04B 47/02, Е21В 17/00. Канатная насосная штанга [Текст] / Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Деговцов А.В., Пекин С.С; заявитель и патентообладатель Общество с ограниченной ответственностью «Центр образования, науки и культуры им. И.М. Губкина». - №2013128630/06; заявл. 24.06.2013; опубл.: 27.08.2014, Бюл. №24 - 10 с.