СКВАЖИННАЯ ШТАНГОВАЯ НАСОСНАЯ УСТАНОВКА
OIL-WELL SUCKER-ROD PUMPING UNIT

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, может быть использовано при разработке месторождений высоковязкой нефти, при добыче которой необходимо применение химической или температурной обработки пластовой, надпластовой, призабойной зон пласта.
Известна штанговая насосная установка по патенту на полезную модель №54404, F04B 47/02, 2010. Установка содержит дифференциальный штанговый насос, в котором установлен связанный с колонной насосных штанг дифференциальный плунжер. Нижняя ступень плунжера выполнена в виде возвратно-поступательно перемещаемого монолитного штока. Кольцевое пространство, заключенное между стенками цилиндра и поверхностью штока, образует рабочую камеру штангового насоса со всасывающим клапаном, выполненным в виде соосной с цилиндром тарелки с отверстием, через которое герметично с помощью механического уплотнения пропущен монолитный шток. Ниже всасывающего клапана установлены приемный фильтр и плунжерный насос. Недостатком является сложность применения насоса при добыче высоковязкой нефти, где необходима обработка пласта паром.
Известен скважинный штанговый невставной насос для добычи сверхвязкой нефти по патенту на полезную модель №90500, F04B 47/02, 2010. Для изготовления данного насоса из стандартного насоса необходимо разрезать цилиндр насоса на две равные части с нарезкой резьбы на месте среза. В целях увеличения сечения для подачи пара в пласт производят сверление дополнительного отверстия на верхней части цилиндра насоса. Подгонку плунжера производят так, чтобы во время работы насоса плунжер перекрывал отверстия при рабочей длине хода полированного штока. Перед закачкой пара производят допуск плунжера в нижнее положение для открытия отверстий. Недостатком является сложность использования насоса.
В качестве ближайшего аналога заявляемому техническому решению выбрана скважинная установка для добычи и обработки призабойной зоны пласта по патенту на полезную модель №105939, E21B 47/00, 2011. Установка содержит узел ввода рабочего реагента, колонну полых штанг, расположенную в колонне насосно-компрессорных труб, на которых расположен корпус штангового глубинного насоса. Насос состоит из полого штока, соединенного с колонной полых штанг. На колонне насосно-компрессорных труб установлен пакер, полый шток проходит через всасывающий клапан. При перемещении полого штока приводится в действие всасывающий клапан. Недостатком является возможность попадания скважинной жидкости, смолопарафинистых отложений, механических примесей внутрь колонны полых штанг во время рабочего режима насоса. Это снижает надежность работы установки и повышает трудоемкость ее обслуживания, требует дополнительной технологической обработки и демонтажа оборудования для его очистки. Повышенная трудоемкость монтажа связана и с необходимостью установки пакера для предотвращения выхода рабочего агента через приемный клапан насоса при обработке пласта. Кроме того, при применении на устье скважины гибкого рукава высокого давления для подачи рабочего агента в полые штанги существует опасность обрыва или заворота рукава во время обработки при работающем приводе (станке-качалке).
Технический результат заявляемого изобретения заключается в повышении надежности работы скважинного оборудования, скважинной штанговой насосной установки и в снижении трудоемкости ее монтажа и обслуживания.
Технический результат достигается за счет того, что в скважинной штанговой насосной установке, содержащей дифференциальный штанговый насос, цилиндр которого соединен с колонной насосно-компрессорных труб, шток которого соединен с колонной полых насосных штанг, и узел ввода рабочего агента, согласно изобретению ниже приемного фильтра насоса внутреннее пространство между стенками цилиндра и поверхностью полого штока разделено на две секции, шток насоса является общим для обеих секций и проходит через уплотнение типа «шток-цилиндр», расположенное между секциями, нижняя часть цилиндра соединена с хвостовиком с выходными отверстиями, в хвостовике расположен полый нагнетательный шток, соединенный с полым штоком насоса, на выходе полого нагнетательного штока насоса расположен обратный подпружиненный клапан, узел ввода рабочего агента выполнен неподвижным и отделен от линии сбора продукции.
Технический результат обеспечивается тем, что на выходе нагнетательного штока насоса расположен обратный подпружиненный клапан. Клапан предотвращает забивание внутреннего канала полого полированного, полого нагнетательного штоков и полых насосных штанг скважинной жидкостью, смолопарафинистыми отложениями, механическими примесями во время использования насоса в рабочем режиме, когда по полому штоку не подается рабочий агент для обработки призабойной зоны пласта. За счет того, что при подаче рабочего агента не забивается внутреннее пространство полых насосных штанг, при обработке пласта не требуется повышение давления, полые штанги не испытывают дополнительных нагрузок. Это повышает надежность работы скважинной штанговой насосной установки и всего скважинного оборудования. Кроме того, в результате установки обратного клапана отпадает необходимость проведения дополнительных технологических обработок для очистки полых насосных штанг. Такие обработки требуют демонтажа всего оборудования. Снижается трудоемкость обслуживания скважинного оборудования.
За счет того, что ниже приемного фильтра насоса внутреннее пространство между стенками цилиндра и поверхностью полого штока разделено на две секции, а шток насоса является общим для обеих секций и проходит через уплотнение типа «шток-цилиндр», исключается выход рабочего агента через приемный клапан насоса, что повышает надежность работы установки. Выход рабочего агента происходит через отверстия в хвостовике, соединенном с нижней частью цилиндра насоса. При данном разделении пространства насоса и наличии уплотнения штока рабочий агент попадает в зону обработки пласта, а обработанная, разжиженная скважинная жидкость попадает во всасывающий клапан насоса через приемный фильтр. Данное конструктивное исполнение позволяет избежать установки пакера для разделения функциональных зон скважинной установки, что облегчает монтаж и демонтаж всего оборудования, снижает трудоемкость работ.
В устьевом оборудовании разобщения потоков узел ввода рабочего агента отделен от линии сбора продукции, в результате чего поток скважинной жидкости, поступающей из насосно-компрессорной трубы на устье, не смешивается с потоком рабочего агента, поступающим с устья в колонну полых насосных штанг. Узел разобщения потоков выполнен в жестком исполнении, отсутствует гибкий рукав высокого давления. Сам узел при этом находится под устьем внутри скважины, что повышает надежность работы оборудования в целом. Выполнение узла ввода рабочего агента неподвижным упрощает монтаж и демонтаж жесткого трубопровода для подвода рабочего агента к устью.
На фигуре представлена скважинная штанговая насосная установка.
Скважинная штанговая насосная установка содержит оборудование устьевое разобщения потоков, состоящее из узла ввода рабочего агента 1 и линии сбора продукции 2, дифференциальный штанговый насос, состоящий из полого полированного штока 3, цилиндра 5, нагнетательного клапана 6, всасывающего клапана 7, плунжера 17, приемного фильтра 8. Полированный шток 3 сверху соединен с колонной полых насосных штанг 9, цилиндр 5 насоса в верхней части соединен с колонной насосно-компрессорных труб 10. Внутреннее пространство насоса разделено перегородкой 11 на две секции, между которыми установлено уплотнение 12 полированного штока 3. Нагнетательный шток 4, состоящий из специальных полых штоков, присоединен ниппелем к полому штоку насоса 3. На конце нагнетательного штока 4 установлен обратный подпружиненный клапан 13. К нижней части цилиндра насоса 5 присоединен хвостовик 14 с отверстиями 15 выходного фильтра. В обсадной колонне скважины на месте нахождения продуктивного пласта выполнены перфорационные отверстия 16. Скважинная штанговая насосная установка работает следующим образом.
На колонну насосно-компрессорных труб устанавливают дифференциальный штанговый насос, к нижней части цилиндра 5 насоса присоединяют хвостовик 14 из насосно-компрессорных труб с выходным фильтром с отверстиями 16. Нагнетательный шток 4, состоящий из необходимого количества специальных полых штоков, присоединяют ниппелем к полому штоку насоса 3. Для сборки нагнетательного штока и присоединения его к полому штока насоса 3 используют ниппели, для этого в штоках выполнена внутренняя резьба, на ниппелях - наружная. Это дает возможность пропустить нагнетательный 4 и полый шток 3 внутри дифференциального насоса. От наземного привода, которым может служить станок-качалка, цепной привод или гидропривод происходит передача энергии движения плунжеру 17 насоса при помощи колонны полых насосных штанг 9. В насосе применяют специальную конструкцию «седло-тарель» всасывающего 7 и нагнетательного 6 клапанов, что позволяет разместить полый шток 3 внутри насоса, а нагнетательный шток 4 смонтировать ниже насоса. Принудительное открытие-закрытие всасывающего 7 и нагнетательного 6 клапанов штангового дифференциального насоса исключает возможность их зависания при добыче высоковязкой нефти. Для перекачивания высоковязкого скважинного продукта в призабойную зону пласта, пластовую и надпластовую зоны, ниже установленного насоса подают рабочий агент для химической или температурной обработки с целью разжижения продукта. Перед началом обработки перекрывают задвижку на линии сбора продукции 2 для увеличения давления до заданного уровня. Монтируют рукав высокого давления или манифольд, соединяя арматуру агрегата с реагентом и узел ввода рабочего агента 1. Далее через узел ввода рабочего агента 1 оборудования устьевого разобщения потоков нагнетают под давленим рабочий агент, которым является химический реагент, или перегретый пар в колонну полых насосных штанг 9. При необходимости оборудование изготавливают в термостойком исполнении. По полому полированному штоку 3 и нагнетательному штоку 4 рабочий агент подается в зону ниже насоса, и через отверстия 15 выходного фильтра хвостовика 14 и отверстия 16 в обсадной колонне поступает в обрабатываемые зоны пласта. В результате обработки происходит разжижение скважинного высоковязкого продукта. После закачки расчетного объема рабочего агента в зоны обработки пласта и истечении заданного времени реакции рабочего агента рукав высокого давления или манифольд демонтируется, а на узел ввода рабочего агента 1 устанавливают заглушку и открывают задвижку на линии сбора продукции 2. Скважину запускают в эксплуатацию. Обработанная рабочим агентом разжиженная нефть поступает в насос через приемный фильтр 8 и далее по колонне - насосно-компрессорных труб - в линию сбора продукции 2.
Техническое решение позволяет повысить эффективность и скорость обработки призабойной зоны пласта рабочим агентом, осуществить подачу рабочего агента в заданную область обработки, понизить расход рабочего агента благодаря использованию полых насосных штанг 9 и исключить операции спуска и подъема глубинного насосного оборудования при каждой обработке пласта.
Таким образом, изобретение позволяет повысить надежность работы скважинного оборудования и снизить трудоемкость обслуживания скважинная штанговой насосной установки.