ШТАНГОВЫЙ ГЛУБИННЫЙ НАСОС ДЛЯ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ
DEEP-WELL ROD-TYPE PUMP FOR WELL SIMULTANEOUS SEPARATE OPERATION

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при одновременно-раздельной добыче нефти из двух пластов.
Известна установка для раздельной эксплуатации двух пластов, которая включает колонну лифтовых труб, штанговый насос, пакер и хвостовик. Штанговый насос снабжен дополнительным всасывающим клапаном. Он размещен на боковой стенке цилиндра и делит цилиндр по длине на две части, пропорциональные производительностям пластов (Патент РФ №2221136, опублик. 2004.01.10).
Установка обеспечивает возможность поступления в цилиндр насоса при движении его плунжера вверх сначала продукции низконапорного пласта, а после прохождения плунжером дополнительного клапана - продукции высоконапорного пласта. Недостатком установки является малая производительность, т.к. только часть хода плунжера используется для отбора нефти из одного пласта. Кроме того, при изменении дебита одного или обоих пластов необходима остановка скважины, подъем насоса и его переделка под изменившиеся условия, что усложняет производство работ и приводит к потерям добычи нефти.
Наиболее близкой к предложенному изобретению по технической сущности является скважинная штанговая насосная установка для одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов, которая содержит плунжер с цилиндром, всасывающий и нагнетательный клапаны, боковой клапан для отбора жидкости из верхнего пласта, пакер, разобщающий пласты и расположенный ниже приема насоса. Плунжер насоса снабжен расположенным ниже плунжером меньшего диаметра, имеющим нагнетательный клапан. Боковой клапан размещен в нижней торцевой части цилиндра большего размера. В верхней части плунжера меньшего диаметра размещен дополнительный нагнетательный клапан, сообщенный с пространством, образованным наружной поверхностью плунжера меньшего диаметра и цилиндром насоса большего диаметра (Патент РФ №2321771, опублик. 2008.04.10 - прототип).
Установка позволяет обеспечить работу независимо от расположения пласта с большим пластовым давлением. Однако производительность установки невелика из-за расположения одного плунжера в другом. Кроме того, такое расположение плунжеров не позволяет выполнить нижний плунжер больше верхнего или сделать равным или большим отбор нефти из нижнего пласта по сравнению с верхним.
В изобретении решается задача повышения производительности установки для одновременно-раздельной эксплуатации скважины, обеспечения возможности отбора нефти из любого пласта с практически любым дебитом пласта.
Задача решается тем, что в штанговом глубинном насосе для одновременно-раздельной эксплуатации скважины, включающем верхний цилиндр, нижний цилиндр, верхний плунжер, нижний плунжер, нижний и боковой всасывающие клапаны с фильтрами, нагнетательные клапаны, колонну штанг, колонну насосно-компрессорных труб и пакер, согласно изобретению, верхний и нижний цилиндры соединены средним цилиндром, верхний и нижний плунжеры соединены между собой полированным штоком, размещенным в среднем цилиндре с возможностью перемещения в сальниковом уплотнении, нижний цилиндр и пространство среднего цилиндра под сальниковым уплотнением соединены с колонной насосно-компрессорных труб через байпасную линию с клапаном, вход в байпасную линию размещен в среднем цилиндре выше верхнего положения нижнего плунжера и ниже сальникового уплотнения, вход от бокового всасывающего клапана размещен в среднем цилиндре ниже нижнего положения верхнего плунжера и выше сальникового уплотнения, а боковой всасывающий клапан размещен на стороне байпасной линии рядом с байпасной линией.
На чертеже представлен разрез предложенного штангового глубинного насоса для одновременно-раздельной эксплуатации скважины.
Насос включает верхний цилиндр 1, соединенный с колонной насосно-компрессорных труб 2, верхний плунжер 3 с нагнетательным клапаном 4, соединенный с колонной штанг 5, нижний цилиндр 6, нижний плунжер 7 с нагнетательным клапаном 8, нижний всасывающий клапан 9 с фильтром 10. Верхний 1 и нижний 6 цилиндры соединены средним цилиндром 11. Верхний 2 и нижний 7 плунжеры соединены между собой полированным штоком 12, размещенным в среднем цилиндре 11 с возможностью перемещения в сальниковом уплотнении 13. Нижний цилиндр 6 и пространство среднего цилиндра 11 под сальниковым уплотнением 13 соединены с колонной насосно-компрессорных труб 2 через байпасную линию 14 с клапаном 15. Вход в байпасную линию 14 размещен в среднем цилиндре 11 выше верхнего положения нижнего плунжера 7 и ниже сальникового уплотнения 13. Боковой всасывающий клапан 16 с фильтром 17 размещен на стороне байпасной линии 14 рядом с байпасной линией 14, т.е. боковой всасывающий клапан 16 максимально приближен по конструктивным возможностям к байпасной линии 14 (на чертеже боковой всасывающий клапан 16 условно показан на противоположной стороне от байпасной линии 14 как бы развернутым на 180°). Вход от бокового всасывающего клапана 16 размещен в среднем цилиндре 11 ниже нижнего положения верхнего плунжера 3 и выше сальникового уплотнения 13. Между нижним всасывающим клапаном 9 и боковым всасывающим клапаном 16 на наружной поверхности размещен пакер 18.
Штанговый глубинный насос для одновременно-раздельной эксплуатации скважины работает следующим образом.
При ходе колонны штанг 5 вверх перемещаются вверх верхний плунжер 3, полированный шток 12 и нижний плунжер 7. При этом клапаны 4 и 8 закрыты, клапаны 9, 15 и 16 открыты. Верхний плунжер 3 подает нефть из верхнего пласта над пакером 18 непосредственно в колонну насосно-компрессорных труб 2. Нижний плунжер 7 подает нефть из нижнего пласта под пакером 18 в пространство среднего цилиндра 11 под сальниковым уплотнением 13 и далее через байпасную линию 14 и клапан 15 в колонну насосно-компрессорных труб 2. Полости верхнего 1 и нижнего 6 цилиндров под соответственно верхним 3 и нижним 7 плунжерами заполняются нефтью. Сальниковое уплотнение 13 препятствует перетокам из нижней полости среднего цилиндра 11 под сальниковым уплотнением 13 в верхнюю полость среднего цилиндра 11 над сальниковым уплотнением 13. Фильтры 10 и 17 обеспечивают поступление к плунжерам 3 и 7 очищенной нефти.
При ходе колонны штанг 5 вниз перемещаются вниз верхний плунжер 3, полированный шток 12 и нижний плунжер 7. При этом клапаны 4 и 8 открыты, клапаны 9, 15 и 16 закрыты. Верхний 3 и нижний 7 плунжеры наполняются нефтью. Сальниковое уплотнение 13 препятствует перетокам из нижней полости среднего цилиндра 11 под сальниковым уплотнением 13 в верхнюю полость среднего цилиндра 11 над сальниковым уплотнением 13 и наоборот.
Размещение бокового всасывающего клапана 16 с фильтром 17 на стороне байпасной линии 14 рядом с байпасной линией 14 способствует минимизации поперечных размеров насоса и размещению его в скважине малого диаметра.
3
Предложенный штанговый глубинный насос для одновременно-раздельной эксплуатации скважины может заменить в добывающих скважинах электроцентробежные насосы с дебитом 45-100 м, которые имеют весьма малый межремонтный период из-за наличия в нефти солей, выноса песка, наличия водонефтяной эмульсии и асфальтосмолистопарафиновых отложений на осложненном фонде скважин.
Верхний и нижний насосы могут быть одинаковой или разной производительности. При этом производительность одного, например, верхнего насоса может быть как большей, так и меньшей.
Определяющими параметрами при выборе типоразмера насоса являются глубина залегания продуктивного пласта, дебит и ожидаемый отбор жидкости из скважины при оптимально допустимом забойном давлении и установившемся технологическом режиме.
Применение универсального штангового глубинного насоса позволит:
- подобрать индивидуально любой типоразмер насоса в зависимости от дебита скважины;
- производить замену насосов на скважинах с большим числом качаний для снижения приведенного напряжения на колонну штанг путем уменьшения числа качаний и увеличения безаварийности с глубиннонасосным оборудованием без снижения дебита скважины;
- привести работу скважины к оптимальным параметрам;
3
- сменить или заменить электроцентробежные насосы типа ЭЦН-45, 50, 60, 80 с дебитом 45-100 м/сут с небольшими межремонтными периодами и работающие на осложненном фонде скважин без снижения объемов добычи нефти;
- экономить электроэнергию при переводе с электроцентробежного на штанговый насос;
- эксплуатировать скважины на оптимальных забойных давлениях;
- применять на скважинах дифференцированный подход к добывным возможностям каждого объекта разработки.