Скважинная штанговая насосная установка для добычи нефти в условиях, осложненных солеотложением в глубинно-насосном оборудовании
DOWNHOLE ROD PUMPING UNIT FOR OIL PRODUCTION IN CONDITIONS COMPLICATED BY SCALING IN DOWNHOLE PUMPING EQUIPMENT

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для добычи нефти из скважин, осложненных солеотложением в глубинно-насосном оборудовании (ГНО), и может быть использовано при необходимости установки насоса на небольшом расстоянии над продуктивным пластом для достижения оптимального забойного давления и максимального отбора продукции скважины.
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.
Наиболее близкой является скважинная штанговая насосная установка (патент на полезную модель RU № 119041), 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 практическую эффективность механического способа борьбы с отложением солей в ГНО. При этом установка имеет ряд недостатков:
1) ограниченность применения из-за большой протяженности хвостовика (50-200 метров), что не позволяет ее использование при необходимости установки насоса на небольшом расстоянии над продуктивным пластом для достижения оптимального забойного давления и максимального отбора продукции скважины и высокая металлоемкость из-за большой длины хвостовика;
2) недостаточная эффективность защиты насоса из-за отсутствия улавливания осаждающихся частиц и кристаллов солей в период нагнетания штангового насоса;
3) низкий ресурс из-за неравномерного отложения солей по длине хвостовика, а также невозможность создать достаточное избыточное давление прямой промывкой для срыва мембранного клапана при неполном перекрытии внутреннего сечения хвостовика, что не позволяет увеличить межремонтный период работы скважины.
Технической задачей изобретения является повышение надежности и обеспечение необходимого режима отбора и работы скважины, эксплуатация которой осложнена солеотложением в глубинно-насосном оборудовании, за счет повышения эффективности защиты насоса от солеотложения, увеличения межремонтного периода работы глубинно-насосного оборудования, расширения возможности ее применения благодаря уменьшению длины хвостовика в 2,5-3 раза, а также повышение качества прямой промывки и снижение металлоемкости.
Поставленная техническая задача решается скважинной штанговой насосной установкой для добычи нефти в условиях, осложненных солеотложением в глубинно-насосном оборудовании, содержащей вставной штанговый скважинный насос, приводимый в действие приводом через колонну насосных штанг, колонну эксплуатационных насосно-компрессорных труб, хвостовик, штуцер, установленный в муфтовом соединении хвостовика и патрубка, мембранный клапан между насосом и хвостовиком.
Новым является то, что хвостовик выполнен из насосно-компрессорных труб с диаметром больше диаметра колонны эксплуатационных насосно-компрессорных труб, внутри хвостовика установлены соосно с хвостовиком внутренние трубы, в нижней части внутренние трубы заглушены заглушками, а в верхней части боковой поверхности внутренних труб выполнены перфорационные отверстия, при этом внутренние трубы и насосно-компрессорные трубы хвостовика соединены между собой переводными муфтами.
Также новым является то, что под мембранным клапаном выполнен обратный клапан.
Также новым является то, что штуцер имеет 3-5 отверстий.
Также новым является то, что диаметр нижней внутренней трубы меньше диаметра выше расположенной внутренней трубы.
На фиг. 1 изображена схема предлагаемой установки.
Скважинная штанговая насосная установка состоит из вставного штангового скважинного насоса 1, установленного в замковой опоре 2 и приводимого в действие приводом 3 через колонну насосных штанг 4, из колонны эксплуатационных насосно-компрессорных труб 5, по которой производится подъем добываемой жидкости, хвостовика 6. В нижней части хвостовика 6 имеется штуцер 7, установленный в муфтовом соединении 8 между насосно-компрессорной трубой хвостовика 6 и патрубком 9. Между насосом 1 и хвостовиком 6 установлен мембранный клапан 10.
Внутри хвостовика 6, состоящего из двух труб НКТ длиной 9-10 метров с диаметром больше диаметра колонны эксплуатационных НКТ 5, установлены соосно с хвостовиком дополнительные две внутренние трубы 11. В нижней части внутренние трубы 11 заглушены заглушками 12, а в верхней части боковой поверхности внутренних труб выполнены перфорационные отверстия 13, при этом внутренние трубы 11 и насосно-компрессорные трубы хвостовика 6 соединены между собой переводными муфтами 14.
Ниже мембранного клапана 10 выполнен обратный клапан 15.
Штуцер 7 имеет 3-5 отверстий 16.
Ниже обратного клапана 15 установлен переводник 17 для соединения с хвостовиком 6.
Благодаря наличию штуцера в нижней части хвостовика с выполненными 3-5 отверстиями диаметрами 10-20 мм, при поступлении продукции скважины провоцируется более интенсивный процесс солеотложения на его внутренней поверхности, что предотвращает отложение солей в насосе, колонне насосно-компрессорных труб и на насосных штангах. Далее, использование в хвостовике труб НКТ с диаметром большим диаметра колонны эксплуатационных НКТ с установкой соосно хвостовику дополнительных внутренних труб увеличивает внутреннюю площадь контакта хвостовика с продукцией для отложения солей в хвостовике, а не в насосе. Наличие 3-5 отверстий в штуцере вместо одного позволяет исключить необходимость использования нескольких штуцеров и патрубков, что дополнительно уменьшает длину установки. Обратный клапан гарантированно обеспечивает достижение необходимого увеличения давления в колонне НКТ для срыва мембранного клапана обратной промывкой.
Скважинная штанговая насосная установка работает следующим образом.
При работе вставного штангового скважинного насоса 1, приводимого в действие приводом 3 через колонну насосных штанг 4, производится подъем добываемой жидкости по хвостовику 6 и колонне насосно-компрессорных труб 5. Хвостовик 6 состоит из 2-5 бывших в употреблении насосно-компрессорных труб длиной каждая по 9-10 метров, имеющих высокую шероховатость внутренней поверхности, на которой соли откладываются более интенсивно. Длина хвостовика зависит от размещения продуктивного пласта в скважине для установки насоса на небольшом расстоянии над продуктивным пластом для достижения оптимального забойного давления и максимального отбора продукции скважин.
В условиях, осложненных солеотложением в глубинно-насосном оборудовании, межремонтный период работы ГНО в среднем не превышает 200 суток. 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. Отверстия 16 штуцера 7 имитируют отверстия седла клапанных узлов насоса 1, благодаря этому провоцируется более интенсивный процесс солеотложения на внутренней поверхности хвостовика 6. А также, использование хвостовика диаметром большим диаметра колонны эксплуатационных НКТ и с установкой дополнительных внутренних труб увеличивает внутреннюю площадь контакта хвостовика с продукцией для отложения солей в хвостовике, а не насосе. Это все предотвращает отложение солей в насосе 1, колонне насосно-компрессорных труб 5 и на насосных штангах 4.
Кроме того, внутренние трубы 11, заглушенные в нижней части заглушками 12, а в верхней части имеющие перфорационные отверстия 13 благодаря обеспечению процесса разворота потока добываемой жидкости дополнительно обеспечивают функцию солесборников для кристаллов солей, осаждающихся в потоке жидкости в период нагнетания штангового насоса 1, а заглушки 12 уменьшая внутреннее пространство внутри хвостовика также вызывают перепад давления и провоцируют более интенсивное выпадение солей.
Так как максимальное осаждение солей происходит сразу же после штуцера, то рекомендуется установка самой нижней внутренней трубы меньшего внешнего диаметра, чем выше расположенных, что увеличивает внутренний объем между НКТ хвостовика и внутренней трубой и соответственно продолжительность работы установки.
В качестве конкретного примера можно привести установку, включающую колонну эксплуатационных НКТ диаметром 73 мм длиной 1100 метров, хвостовик из двух НКТ диаметром 89 мм и длиной 10 метров, верхнюю внутреннюю трубу диаметром 60 мм длиной 9,5 метров, нижнюю внутреннюю трубу диаметром 48 мм длиной 9,5 метров, и добывающую продукцию из пласта с кровлей на глубине 1140 метров.
В случае полного перекрытия проходного сечения хвостовика 6 солями производится срыв вставного насоса 1 из замковой опоры 2, прямая промывка с помощью насосного агрегата (ЦА-320) с ростом давления до срыва мембранного клапана 10. Обратный клапан 15 гарантированно обеспечивает достижение необходимого увеличения давления в колонне НКТ для срыва мембранного клапана 10 обратной промывкой. Далее производится посадка вставного насоса 1 в опору 2 и эксплуатация через отверстие мембранного клапана 9.
Таким образом, предлагаемая скважинная штанговая насосная установка имеет высокую надежность и эффективность работы для скважин, эксплуатация которых осложнена солеотложением в глубинно-насосном оборудовании, за счет увеличения межремонтного периода работы глубинно-насосного оборудования более 700 суток, расширения возможности ее применения благодаря уменьшению длины хвостовика в 2,5-3 раза, снижения металлоемкости.