СКВАЖИННАЯ ШТАНГОВАЯ НАСОСНАЯ УСТАНОВКА
WELL ROD PUMP UNIT

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к скважинным насосным установкам, и может быть использовано для эксплуатации обводненных нефтяных скважин с раздельным подъемом на поверхность воды и нефти.
Известна 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 продукции скважины из затрубного пространства колонны 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 (Уразаков К.Р. Насосная добыча высоковязкой нефти из наклонных и обводненных скважин /К.Р.Уразаков, Е.И.Богомольный, Ж.С.Сейтпагамбетов, А.Г.Газаров. - М.: Недра, 2003. - С.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. Другим недостатком установки является смешение нефти и воды в верхней части установки и направление их в одну выкидную линию, что усложняет дальнейшую подготовку нефти и воды.
Наиболее близкой по технической сущности и достигаемому результату является «Скважинная штанговая насосная установка» (патент RU №2287719, МПК Е04В 47/02, опубл. Бюл. №32 от 20.11.2006 г.), предназначенная для раздельного подъема нефти по колонне лифтовых труб и воды по полым штангам и подачи их в раздельные выкидные линии. Установка содержит колонну лифтовых труб, колонну полых штанг, хвостовик, установленный внизу колонны лифтовых труб, и дифференциальный насос с цилиндром и плунжером, разделяющим насос на нефтяную секцию с входным каналом, всасывающим и нагнетательным клапанами, сообщенную со скважинным пространством выше уровня водонефтяного контакта (ВНК) и сверху с лифтовой колонной, и водную секцию, снабженную отдельными всасывающими и нагнетательными клапанами и сообщенную с цилиндром ниже поршня и скважинным пространством ниже уровня ВНК через хвостовик с сифоном и входным каналом, объем которого выполнен больше объема всасывания водной секции насоса и достаточен для всплытия нефти в воде за период нагнетания водной секции насоса.
Недостатком установки является то, что производительности нефтяной и водной секций дифференциального насоса зависят от сочетания диаметров плунжерных пар, подбираются под известную обводненность продукции скважины, причем обводненность продукции не каждой скважины может удовлетворить возможностям установки, поскольку сочетание плунжерных пар ее ограничено серийно выпускаемыми типоразмерами. Другим недостатком является то, что при работе установки процентное отношение производительностей нефтяной и водной секций насоса остается неизменным. Однако в процессе эксплуатации скважины обводненность ее продукции может измениться. При этом при увеличении обводненности продукции увеличится количество воды, поднимаемой по колонне лифтовых труб, что может привести к образованию в ней высоковязкой водонефтяной эмульсии, росту гидродинамических сил, повышению нагрузок на колонну полых штанг и привод, а при снижении обводненности часть нефти будет поступать в водную секцию насоса, что не позволит использовать воду, поднимаемую установкой на поверхность по полым штангам, для закачки, например, в нагнетательную скважину того же куста скважин без дополнительной подготовки воды, что снижает эффективность применения установки.
Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности эксплуатации обводненных скважин за счет возможности регулирования процентного соотношения производительностей нефтяной и водной секций насоса в процессе эксплуатации скважины и расширение области применения установки за счет возможности ее использования в скважинах с любым значением обводненности.
Техническая задача решается скважинной штанговой насосной установкой, содержащей колонну лифтовых труб, колонну полых штанг, хвостовик и насос с цилиндром и плунжером, разделяющим цилиндр на нефтяную секцию с входным каналом, всасывающим и нагнетательным клапанами, сообщенную со скважинным пространством выше уровня водонефтяного контакта (ВНК) и сверху с лифтовой колонной, и водную секцию, снабженную отдельными всасывающим и нагнетательным клапанами и сообщенную с цилиндром ниже плунжера и скважинным пространством ниже уровня ВНК через хвостовик с сифоном и входным каналом, объем которого выполнен больше объема всасывания водной секции насоса и достаточен для всплытия нефти в воде за период нагнетания водной секции насоса.
Новым является то, что хвостовик сообщен через всасывающий клапан водной секции обводным каналом через боковую стенку с цилиндром, а входной канал нефтяной секции через всасывающий клапан сообщен с низом цилиндра, причем нагнетательный клапан этой секции размещен в дополнительном обводном канале, сообщающем выход всасывающего клапана нефтяной секции с лифтовой колонной, при этом в цилиндре ниже плунжера установлен поршень с возможностью ограниченного перемещения между выходом обводного канала и всасывающим клапаном нефтяной секции.
Новым является также то, что сифон выполнен в виде хвостовика, расположенного в зумпфе скважины.
На фиг.1 схематично показан общий вид скважинной штанговой насосной установки, на фиг.2 - то же, вариант выполнения сифона.
Скважинная штанговая насосная установка (см. фиг.1) включает колонну лифтовых труб 1, колонну полых штанг 2, хвостовик 3, насос 4 с цилиндром 5 и плунжером 6, разделяющим цилиндр 5 на нефтяную секцию 7 с входным каналом 8, всасывающим 9 и нагнетательным 10 клапанами, сообщенную со скважинным пространством 11 выше уровня ВНК 12 и сверху с колонной лифтовых труб 1, и водную секцию 13, снабженную отдельным всасывающим 14 и нагнетательным 15 клапанами и сообщенную с цилиндром 5 ниже плунжера 6 и скважинным пространством 16 ниже уровня ВНК 12 через хвостовик 3 с сифоном 17 (см. фиг.1 и 2), выполненным с входным каналом 18. Хвостовик 3 (см. фиг.1) сообщен через всасывающий клапан 14 водной секции 13 обводным каналом 19 через боковую стенку с цилиндром 5. Входной канал 8 нефтяной секции 7 через всасывающий клапан 9 сообщен с низом цилиндра 5, а нагнетательный клапан 10 нефтяной секции 7 размещен в дополнительном обводном канале 20, сообщающем выход 21 всасывающего клапана 9 нефтяной секции 7 с колонной лифтовых труб 1. В цилиндре 5 ниже плунжера 6 установлен поршень 22 с возможностью ограниченного перемещения между выходом 23 обводного канала 19 и всасывающим клапаном 9 нефтяной секции 7.
Объем входного канала 18 (см. фиг.1 и 2) сифона 17 выполнен больше объема всасывания водной секции 13 (см. фиг.1) насоса 4. При таком выполнении сифона 17 (см. фиг.1 и 2) порция жидкости (вода с каплями нефти), поступившая во входной канал 18 в течение цикла всасывания водной секции 13 (см. фиг.1) не попадает в хвостовик 3. В течение цикла нагнетания водной секции 13, а затем и циклов нагнетания и всасывания нефтяной секции 7 вода во входном канале 18 (см. фиг.1 и 2) сифона 17 остается неподвижной, а капли нефти вследствие меньшей, чем у воды, плотности успевают за это время всплыть и выйти из входного канала 18 в скважинное пространство 16 (см. фиг.1).
При применении установки в скважинах с низким динамическим уровнем для нормального заполнения секций 7 и 13 насос 4 необходимо опускать в скважину 24 практически до продуктивного пласта 25. В случаях, когда в таких скважинах ниже продуктивного пласта 25 (см. фиг.2) имеется зумпф 26, сифон 17 может быть выполнен в виде хвостовика 3, расположенного в зумпфе 26, при этом входным каналом 18 сифона 17 является полость 27 зумпфа 26 между хвостовиком 3 и обсадной трубой 28 скважины 24 ниже продуктивного пласта 25. Объем полости 27, являющейся входным каналом 18 сифона 17, значительно превосходит объем всасывания водной секции 13 (см. фиг.1) насоса 4, что исключает попадание капель нефти в хвостовик 3 (см. фиг.2), при этом в течение последующего цикла нагнетания водной секции 13 (см. фиг.1), а затем и циклов нагнетания и всасывания нефтяной секции 7 вода в полости 27 (см. фиг.2) остается неподвижной, а капли нефти вследствие меньшей, чем у воды, плотности успевают за это время всплыть и выйти из полости 27.
Скважинная штанговая насосная установка работает следующим образом.
Установку в сборе спускают в обводненную нефтяную скважину 24, в которой вскрыт продуктивный пласт 25. Глубину подвески насоса 4 выбирают исходя из необходимой для нормального заполнения секций насоса 4 глубины погружения под динамический уровень 29 жидкости в скважине 24 и пускают в работу. На фиг.1 показано крайнее нижнее рабочее положение плунжера 6 и поршня 22. Привод (на фиг.1 не показан) через канатную подвеску 30 сообщает колонне полых штанг 2 и соединенному с ней плунжеру 6 возвратно-поступательное движение. При движении плунжера 6 вверх в полости 31 цилиндра 5 между плунжером 6 и поршнем 22 создается разрежение, под действием которого поршень 22 перемещается в цилиндре 5 вслед за плунжером 6. В полость цилиндра 5 под поршень 22 через входной канал 8 и всасывающий клапан 9 в нефтяную секцию 7 поступает жидкость.
При достижении нижним концом плунжера 6 выхода 23 обводного канала 19 полость 31 сообщается с выходом 23, давление в полости 31 за счет открытия всасывающего клапана 14 сравнивается с давлением под поршнем 22, которое соответствует давлению столба жидкости в скважине 24 высотой от динамического уровня 29 до насоса 4, за счет чего поршень 22 останавливается, всасывающий клапан 9 закрывается, а плунжер 6 продолжает движение вверх до достижения им крайнего верхнего рабочего положения. В это время в увеличивающуюся в объеме полость 31 через входной канал 18 (см. фиг.1 и 2) сифона 17, хвостовик 3, обводной канал 19 (см. фиг.1), всасывающий клапан 14 и выход 23 поступает вода.
После достижения плунжером 6 крайнего верхнего рабочего положения всасывающий клапан 14 закрывается, а плунжер 6 начинает двигаться вниз. Нагнетательный клапан 15 на плунжере 6 открывается и вода из полости 31 вытесняется через плунжер 6, колонну полых штанг 2 и гибкий рукав 32 в выкидную линию 33. При движении вниз плунжер 6 доходит до поршня 22, упирается в него торцом нижнего конца и дальше вниз они перемещаются вместе. При этом жидкость из нефтяной секции 7 вытесняется через открывшийся нагнетательный клапан 10, дополнительный обводной канал 20 в колонну лифтовых труб 1 и далее в выкидную линию 34. Далее цикл работы повторяется.
Для предотвращения попадания вместе с жидкостью в секции 7 и 13 насоса механических частиц из скважины 24, способных привести к сбою в работе клапанов, перед входом во всасывающий клапан 9 и в хвостовике 3 могут быть установлены фильтрующие элементы (на фиг.1 и 2 не показаны).
Выход 23 (см. фиг.1) обводного канала 19 на цилиндре 5 расположен между крайними верхним и нижним рабочим положением в цилиндре 5 нижнего конца плунжера 6. Отношение расстояния от крайнего верхнего рабочего положения нижнего конца плунжера 6 до выхода 23 обводного канала 19 к расстоянию от выхода 23 до крайнего нижнего рабочего положения нижнего конца плунжера 6 в цилиндре 5 соответствует отношению объемов жидкостей, поступающих соответственно в водную 13 и нефтяную 7 секции насоса 4. При этом процентное отношение объема цилиндра 5 водной секции 13 к общему объему насоса 4 должно в идеальном случае соответствовать значению обводненности жидкости, поступающей в скважину 24 из продуктивного пласта 25, исходя из чего под значение обводненности каждой конкретной скважины определяют местоположение и выполняют на цилиндре 5 выход 23, что позволяет использовать установку в скважинах с любой обводненностью продукции.
Ограниченное перемещение поршня 22 в цилиндре 5 обеспечивается сверху плунжером 6, а снизу всасывающим клапаном 9. Для удобства монтажа насоса 4 в скважине 24 поршень 22 может быть предварительно помещен в цилиндр 5, а чтобы его при спуске насоса не вытолкнуло жидкостью вверх из цилиндра 5, снизу к поршню 22 может быть прикреплен шток 35, на конце которого установлен выполненный, например, в виде шайбы упор 36, наружный диаметр которого превышает внутренний диаметр цилиндра 5, размещенный в установленном между цилиндром 5 и всасывающим клапаном 9 патрубке 37, внутренний диаметр которого больше наружного диаметра упора 36. При этом длины штока 35 и патрубка 37 выбираются из расчета обеспечения заданной длины хода поршня 22 в зависимости от значения обводненности скважины.
-1
3
При работе установки производят анализы воды из выкидной линии 33 на содержание нефтепродуктов, и анализы нефти из выкидной линии 34 на обводненность. При увеличении содержания нефтепродуктов в воде выше допустимых пределов, что может произойти при уменьшении обводненности поступающей из продуктивного пласта 25 жидкости и опускании границы ВПК 12 к нижнему концу хвостовика 3 (на фиг.1 и 2 не показано) за счет того, что нефти притекать в скважину стало больше, чем отбирается нефтяной секцией 7 (см. фиг.1), необходимо приспустить на несколько сантиметров колонну полых штанг 2 относительно канатной подвески 30. При этом уменьшится расстояние от крайнего верхнего рабочего положения нижнего конца плунжера 6 до выхода 23 обводного канала 19 и увеличится расстояние от выхода 23 до крайнего нижнего рабочего положения нижнего конца плунжера 6 в цилиндре 5, что приведет, соответственно, к уменьшению количества жидкости, поднимаемой на поверхность водной секцией 13, и к увеличению количества жидкости, поднимаемой нефтяной секцией 7. За счет увеличения отбора нефти и уменьшения отбора воды граница ВНК 12 поднимется выше нижнего конца хвостовика 3, содержание нефтепродуктов в воде снизится, при этом общее количество жидкости, поднимаемое из скважины на поверхность, останется прежним. Так, при применении в насосе плунжера и поршня диаметром 44,5 мм, при общей длине хода плунжера 1,8 м и частоте качаний 4 мин приспуск колонны полых штанг 2 на 10 см относительно канатной подвески 30 снижает на ≈0,9 м/сут количество жидкости, поднимаемой водной секцией, и на столько же повышает количество жидкости, поднимаемой нефтяной секцией 7.
При увеличении обводненности нефти в выкидной линии 34 выше пределов, при которых в колонне лифтовых труб может начаться образование высоковязкой водонефтяной эмульсии, приводящей к известным последствиям, вследствие увеличения обводненности поступающей из продуктивного пласта 25 жидкости, необходимо уменьшить количество жидкости, поднимаемой нефтяной секцией 7, и увеличить отбор водной секции 13, что достигается приподъемом на несколько сантиметров колонны полых штанг 2 относительно канатной подвески 30.
Такое выполнение скважинной штанговой насосной установки позволяет повысить эффективность эксплуатации обводненных скважин за счет возможности регулирования процентного соотношения производительностей нефтяной и водной секций насоса в процессе эксплуатации скважины и расширить область применения установки за счет возможности ее использования в скважинах с любым значением обводненности.