Скважинная штанговая насосная установка для добычи нефти в условиях, осложненных солеотложением в глубинно-насосном оборудовании и высокой коррозионной активностью добываемой продукции
DOWNHOLE ROD PUMPING UNIT FOR OIL PRODUCTION UNDER CONDITIONS COMPLICATED BY SCALE IN DOWNHOLE PUMPING EQUIPMENT AND HIGH CORROSIVENESS OF PRODUCED PRODUCTS

3
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для добычи нефти из скважин, осложненных солеотложением в глубинно-насосном оборудовании (ГНО) и высокой коррозионной активностью добываемой продукции из-за содержания сероводорода, с большим дебитом (более 20 м/сут.), при применении разного типа штангового насоса.
В настоящее время основным способом борьбы с отложением солей в ГНО является применение ингибиторов солеотложения, но практика показывает, что данный способ при значительных затратах на приобретение дорогостоящих реагентов, дозаторных устройств, необходимость контроля подачи ингибитора, не всегда оказывается эффективным.
Известна скважинная штанговая насосная установка (патент на полезную модель RU №117966, опубл. 10.07.2012), состоящая из вставного штангового скважинного насоса, приводимого в действие приводом через колонну насосных штанг, колонны насосно-компрессорных труб, хвостовика на приеме насоса, причем в нижней части хвостовика имеются насосно-компрессорные трубы с налетом солей 2-5 мм на внутренней поверхности, а между насосом и хвостовиком установлен мембранный клапан.
Недостатком данной установки является низкая эффективность из-за отсутствия зон перепада давления в хвостовике, что приводит к значительному отложению солей в клапанах насоса, а также возможность применения только вставного штангового насоса, что ограничивает дебит установки.
Наиболее близкой является скважинная штанговая насосная установка (патент на полезную модель RU №119041, опубл. 10.08.2012), состоящая из вставного штангового скважинного насоса, приводимого в действие приводом через колонну насосных штанг, колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), хвостовика на приеме насоса, причем в нижней части хвостовика имеются штуцера, установленные в муфтовых соединениях насосно-компрессорных труб хвостовика и патрубков, а между насосом и хвостовиком установлен мембранный клапан.
Данная установка применялась на скважинах залежей №302-303 Ромашкинского месторождения и показала надежность работы для скважин, эксплуатация которых осложнена солеотложением в ГНО, и практическую эффективность механического способа борьбы с отложением солей в ГНО.
3
При этом, как показала практика, установка имела небольшой ресурс из-за неравномерного отложения солей по длине хвостовика, что требовало использовать в компоновке мембранный клапан или необходимость промывки хвостовика от солей с риском их последующего попадания в насос, а также износа штуцеров из-за высокой коррозионной активности добываемой продукции, вследствие высокого содержания сероводорода скважин залежей №302-303 Ромашкинского месторождения. Кроме того, недостатком установки является ограниченность применения для скважин с высоким дебитом (более 20 м/сут.) из-за еще более быстрого коррозионного износа штуцеров потоком жидкости и необходимости применения вставного штангового насоса для возможности его срыва и прямой промывки, что соответственно уменьшает производительность установки.
3
Технической задачей изобретения является повышение надежности и обеспечение необходимого режима отбора и работы скважины, эксплуатация которой осложнена солеотложением в глубинно-насосном оборудовании и высокой коррозионной активностью добываемой продукции, а также расширение потенциала внедрения для скважин с большим дебитом (более 20 м/сут.) в независимости от типа применяемого штангового насоса.
Техническая задача решается скважинной штанговой насосной установкой для добычи нефти в условиях, осложненных солеотложением в глубинно-насосном оборудовании и высокой коррозионной активностью добываемой продукции, содержащей штанговый скважинный насос, приводимый в действие приводом через колонну насосных штанг, колонну эксплуатационных насосно-компрессорных труб, хвостовик, устройства, обеспечивающие создание сопротивления потоку жидкости и перепада давления.
Новым является то, что устройства, обеспечивающие создание сопротивления потоку жидкости и перепада давления, выполнены из полых патрубков длиной 0,5 м с внутренним сечением в форме усеченного конуса, полые патрубки с конусным внутренним сечением размещены равномерно между трубами хвостовика и соединены муфтовыми соединениями, при этом площадь нижнего основания усеченного конуса полых патрубков равна площади внутреннего сечения труб хвостовика, площадь верхнего основания усеченного конуса нижнего патрубка равна 20% площади внутреннего сечения труб хвостовика, а площадь верхнего основания усеченного конуса каждого последующего выше расположенного патрубка меньше предыдущего не менее 10%, при этом площадь верхнего основания верхнего патрубка не менее 10% площади внутреннего сечения труб хвостовика.
Патрубки с конусным внутренним сечением, в отличие от штуцеров в прототипе, имеют значительно больший ресурс работы (не менее чем в 10 раз), так как не подвержены быстрому износу потоком коррозионно-активной жидкости за счет большей толщины и постепенного изменения скорости, а их распределение по всей длине хвостовика, с уменьшением выходного отверстия каждого выше расположенного патрубка, позволяет обеспечить равномерное отложение солей по хвостовику за счет создания перепада давления в перед каждой трубой хвостовика, а, значит, увеличить ресурс работы установки, независимо от дебита и типа штангового насоса.
На фиг.1 изображена схема предлагаемой установки.
Скважинная штанговая насосная установка для добычи нефти в условиях, осложненных солеотложением в глубинно-насосном оборудовании и высокой коррозионной активностью добываемой продукции, состоит из штангового скважинного насоса 1, приводимого в действие приводом 2 через колонну насосных штанг 3, колонны эксплуатационных насосно-компрессорных труб 4, по которой производится подъем добываемой жидкости, хвостовика 5.
Равномерно по длине хвостовика расположены патрубки 6 длиной 0,5 м с проходным сечением (в виде воронки), имеющие форму усеченного конуса. Патрубки изготавливаются из стали группы прочности Д, с резьбовыми соединениями по ГОСТ-633-80, соединяются с трубами хвостовика муфтовыми соединениями, наружный диаметр патрубков соответствует диаметру НКТ хвостовика. Площадь нижнего основания 7 усеченного конуса равна площади внутреннего сечения труб хвостовика 5, а площадь верхнего основания 8 усеченного конуса самого нижнего патрубка равна 20% площади внутреннего сечения труб хвостовика 5. Площадь верхнего основания 8 (диаметр выпускного отверстия) каждого последующего выше расположенного патрубка 6 уменьшается с шагом не менее 10% по длине хвостовика 5. При этом площадь верхнего основания самого верхнего патрубка должна быть не менее 10% площади внутреннего сечения труб хвостовика для исключения снижения производительности скважинной установки.
Скважинная штанговая насосная установка работает следующим образом.
При работе вставного штангового скважинного насоса 1, приводимого в действие приводом 2 через колонну насосных штанг 3, производят подъем добываемой жидкости по хвостовику 5 и колонне насосно-компрессорных труб 4. Хвостовик 5 состоит из бывших в употреблении насосно-компрессорных труб длиной каждая по 9-10 метров, имеющих высокую шероховатость внутренней поверхности, на которой соли откладываются более интенсивно.
Из практики нефтедобычи известно, что отложение солей в основном происходит на приеме насоса или в самом насосе. Происходит это вследствие увеличения скорости прохождения жидкости на этих участках и создания перепада давления. При прохождении через прием насоса (фильтр), а также сам насос (клапана) жидкость встречается с участками местного сопротивления движению, где и происходит активное отложение солей в результате перепада давления.
Патрубки с конусным внутренним сечением в отличие от штуцеров не подвержены быстрому износу потоком коррозионно-активной жидкости за счет плавного изменения скорости потока жидкости в патрубке и продолжении создания перепада давления даже при постепенном износе (увеличении диаметра) выходного отверстия, а их распределение по всей длине хвостовика, с уменьшением выходного отверстия каждого выше расположенного патрубка, позволяет обеспечить равномерное отложение солей по хвостовику, а значит - увеличить ресурс работы установки, независимо от дебита и типа штангового насоса.
Выходные отверстия 8 патрубков 6 имитируют отверстия седла клапанных узлов насоса 1, благодаря этому провоцируется более интенсивный процесс солеотложения на внутренней поверхности хвостовика 5. Это все предотвращает отложение солей в насосе 1, колонне насосно-компрессорных труб 4 и на насосных штангах 3.
Конусное сечение патрубков увеличивает ресурс их работы, так как не смотря на постепенный износ верхнего сечения патрубка, благодаря конусному сечению обеспечивается перепад давления и скоростей на выходе из патрубков. Поэтому патрубки с конусным внутренним сечением, в отличие от штуцеров в прототипе, имеют значительно больший ресурс работы (не менее чем в 10 раз).
3
2
2
2
2
В качестве конкретного примера можно привести установку, включающую колонну эксплуатационных НКТ диаметром 73 мм длиной 1000 метров, хвостовик из 4 НКТ диаметром 73 мм и длиной 10 метров, и добывающую продукцию из продуктивного горизонта залежи №303 Ромашкинского месторождения, осложненную образованием солеотложения в ГНО и высокой коррозионной активностью добываемой жидкости. Дебит жидкости составляет 24 м/сут., обеспечивается трубным штанговым насосом с диаметром плунжера 57 мм при длине хода 2,5 м и числе качаний балансира станка-качалки 3,5 в минуту. Между трубами хвостовика расположены 3 патрубка с конусным сечением, площадь нижнего основания каждого патрубка соответствует площади внутреннего сечения труб хвостовика и равна 2920 мм, площадь верхнего сечения самого нижнего патрубка составляет 584 мм, среднего - 468 мм, а самого верхнего - 375 мм (уменьшение площади на 20% от площади предыдущего патрубка).
3
Таким образом, предлагаемая скважинная штанговая насосная установка имеет высокую надежность и обеспечивает необходимый режим отбора и работы скважины, эксплуатация которой осложнена солеотложением в глубинно-насосном оборудовании и высокой коррозионной активностью добываемой продукции, расширяет потенциал внедрения для скважин с большим дебитом (более 20 м/сут.) в независимости от типа применяемого штангового насоса.