СКВАЖИННАЯ НАСОСНАЯ УСТАНОВКА

ОБЪЕКТ - ПОЛЕЗНАЯ МОДЕЛЬ
СКВАЖИННАЯ НАСОСНАЯ УСТАНОВКА
Устройство относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для добычи нефти из обводненных скважин.
Существенной частью скважинных насосных установок, работающих в обводненных скважинах, является хвостовик (хвостовые трубы, подвешиваемые ниже насоса). Нрименение поднасосного хвостовика в составе скважинной насосной установки позволяет уменьшить противодавление на пласт столба жидкости в скважине за счет его облегчения, снизить забойное давление, повысить динамический уровень при том же дебите и за счет этого уменьшить подвеску насоса, или же повысить давление на приеме насоса (и соответственно снизить газосодержание) при той же подвеске насоса (1).
Нараметром, характеризующим функциональные свойства хвостовиков, является критический дебит. Это такой минимальный дебит (при данном диаметре подъемных труб и скорости всплывания нефти), ниже которого не происходит выноса из скважины вместе с нефтью накопившейся или оставшейся после подземного ремонта воды. Критический дебит зависит от обводненности продущщи скважины.
Известно, что обводненность нродукции скважин по мере выработки запасов нефти неуклонно увеличивается. Ноэтому при эксплуатации обводненных скважин возникает необходимость менять диаметр хвостовика с тем, чтобы обеспечить максимальную производительность скважины и давление на приеме насоса при условии обеспечения полного выноса воды. Это необходимо делать потому, что критический дебит для хвостовика конкретного диаметра растет с ростом обводненности продукции в диапазоне
20t)21-JSS
МПК Е 21 В 43/00
определяемого условиями ее нормальной эксплуатации (так называемая технологическая норма отбора). В этом случае хвостовик не обеспечит вынос воды и возникает необходимость смены диаметра хвостовика на меньший.
Дальнейший рост обводненности (свыше 30%) сопровождается снижением критического дебита, и для обеспечения максимальных добывных возможностей скважины и нормальной работы глубиннонасосного оборудования диаметр хвостовика целесообразно з еличивать.
Известна скважинная насосная установка, используемая в способе добычи обводнённой нефти. Для предотвращения коррозии обсадных труб путём исключения контакта поверхности обсадных труб с пластовой жидкостью глубинный насос устанавливают выше продуктивного пласта, соединяют с хвостовыми трубами. Хвостовые трубы спускают до забоя скважины, а в их нижнем конце размещают обратный клапан, а обводнённую нефть откачивают через обратный клапан. (2).
Недостаток способа скважинной насосной установки- необходимость извлечения из скважины всего скважинного оборудования при необходимости замены, ревизии или очистки хвостовика, излив скважинной жидкости из НКТ при их подъеме из скважины.
Известные конструкции скважинных насосных установок с хвостовиком, прикрепляемым к колонне НКТ или корпусу трубного насоса, позволяют осуществить его замену лишь при условии полного подъема всей колонны насосно - компрессорных труб.
Кроме того, использование известных констр5 кций скважинных насосных установок, имеющих в своем составе хвостовик, в глубоких скважинах приводит к значительному росту веса скважинного оборудования. Насосно - компрессорные трубы, составляющие хвостовик, который часто имеет длину в сотни метров, представляют собой значительный груз, для удержания которого в условиях знакопеременных нагрузок при работе насоса требуется увеличивать прочность всей колонны НКТ. Нри наличии
большой растягивающей нагрузки от длинного хвостовика необходимо применять трубные насосы специального исполнения с более прочным цилиндром (3).
Наиболее близким техническим решением, принятым за прототип является скважинная насосная установка, используемая при эксплуатации обводнённых скважин включаюш;ая спуск в скважину, оборудованную эксплуатационной колонной с з астком перфорации напротив нефтяного пласта, на лифтовой колонне глубинного насоса с хвостовиком, на нижнем конце которого установлен обратный клапан, а нижний конец хвостовика установлен не выше нижних отверстий участка перфорации, внутренний диаметр хвостовика выбирают из соотношения , с/  0,35   где q секундный
дебит скважины смЗ/с. (4)
Недостаток - сложность замены хвостовика, т.к. для этого необходимо извлечь из скважины колонну штанг, НКТ и насос. Кроме того, подъем колонны НКТ с присоединенным хвостовиком с обратньпм клапаном на конце происходит при наличии в трубах скважинной жидкости, что осложняет подъем и приводит к загрязнению устья скважины и ухудшению труда персонала бригады подземного ремонта.
Целью полезной модели является повышение эффективности добычи нефти из обводненных скважин, обеспечение технологичности замены хвостовых труб при изменении условий эксплуатации, смене режима откачки, или при их запарафинивании.
Для решения задачи предложена скважинная насосная установка, содержащая эксплуатационную колонну, имеющую участок перфорации против нефтяного пласта, лифтовую колонну с насосом, содержащим цилиндр насоса и плунжер, всасывающий и нагнетательный клапаны, поднасосный хвостовик с фильтром на конце, а также она снабжена якорной опорой для фиксации поднасосного хвостовика, присоединённого к цилиндру насоса снизу и снабжённого в верхней части узлом фиксации в
якорной опоре, поднасосный хвостовик выполнен из материала с положительной или нейтральной плавучестью в скважинной жидкости с наружным диаметром меньшим внутреннего диаметра лифтовой колонны и посадочного места вставного насоса или посадочного места клапана трубного насоса, позволяющим крепить и извлекать поднасосный хвостовик через лифтовую колонну вместе с вставным насосом или всасывающим клапаном трубного насоса без извлечения лифтовой колонны, а для предотвращения изгиба и скручивания к поднасосному хвостовику может быть прикреплён утяжелитель.
Скважинная насосная установка состоит из эксплуатационной колонны (на фиг.1 не показана), лифтовой колонны 1, колонны штанг (на фиг.1 не обозначена), насоса с цилиндром 2, плунжера 3, нагнетательного клапана 4, ловителя 5, захватного элемента 6, всасывающего клапана 7, узла фиксации 8 в якорной опоре 9, присоединённой к цилиндру насоса 2 снизу поднасосного хвостовика 10.
Скважинная насосная установка работает следую1цим образом.
Поднасосный хвостовик 10 спускают в скважину в лифтовую колонну
1на штангах вместе с плунжером 3 и всасывающим клапаном 7 скважинной насосной установки и закрепляют в нижней части лифтовой колонны 1
( фиг. 1).
При ходе плунжера 3 вверх нагнетательный клапан 4 закрыт, всасывающий клапан 7 открыт и скважинная жидкость (нефть, вода) поступает в цилиндр насоса 2 через поднасосный хвостовик 10.
При ходе плунжера 3 вниз всасывающий клапан 7 закрыт, нагнетательный клапан 4 открыт и скважинная жидкость из цилиндра насоса
2вытесняется в лифтовую колонну 1.
В примере конкретного применения диаметр поднасосного хвостовика для малодебитных скважин находится в пределах 25...48 мм в зависимости от дебита скважины и обводненности продукции.
Дг(
Повышенная скорость течения водонефтяной смеси через поднасосный хвостовик 10 приводит к выносу содержащейся в нем воды и облегчению плотности столба жидкости в скважине.
При необходимости замены или ревизии поднасосный хвостовик 10 снимается с якорной опоры 9 ловителем 5 и вместе с всасывающим клапаном 7 поднимается из скважины на колонне штанг (аналогично подъему вставного насоса). Подъем лифтовой колонны 1 при необходимости происходит без излива скважинной жидкости .
Предлагаемое устройство повышает технико - экономические показате.шн добычи нефти из обводненных скважин, обеспечивает технологичность замены хвостовых труб при изменении условий эксплуатации, смене режима откачки или их запарафинивании.
(/5
Использованная информащм
(1). Технология механизированной добычи нефти. М., Недра, 1976, авт. Н.Н. Репин и др.
(2) Способ добычи обводненной нефти. Патент РФ № 2065026, 10.08.96 г., Бюл.№ 22.
(3)Г. Ршпмюллер. Добыча нефти глубинными штанговыми насосами. Шеллер - Блекманн ГМБХ, г. Тёрниц, Австрия, 1988 г.
(4)Способ эксплуатации нефтяной скважины. Патент РФ № 2060363, 20.05.96 г., Бюл. № 14 (прототип)