НАСОСНАЯ УСТАНОВКА ДЛЯ БЕСТРУБНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ

Полезная модель относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использована для эксплуатации добывающих скважин, в том числе с высоковязкой продукцией, а также в скважинах малого диаметра.
Известна «Глубинно-насосная установка для эксплуатации добывающих скважин» (патент RU №33180, F04B 47/02, опубл. Бюл. №28 от 10.10.2003 г.), включающая штанговый насос, содержащий цилиндр, приемный клапан, плунжер с управляемым нагнетательным клапаном, присоединенный к колонне насосных штанг с центраторами, узел крепления, якорный пакер и перепускное устройство, размещенное между приемным клапаном и узлом крепления.
Недостатком установки является высокая трудоемкость монтажа, а при необходимости, и демонтажа якорного пакера на заданной глубине. Кроме того, в скважинах малого диаметра монтаж якорного пакера невозможен, что сужает область применению установки.
Наиболее близкой к предлагаемой насосной установке для беструбной эксплуатации скважины по технической сути и достигаемому результату является «Глубинно-насосная установка для подъема продукции по эксплуатационной колонне скважины» (патент RU №2361115, F04B 47/02, опуб. Бюл. №19 от 10.07.2009 г.), содержащая цилиндр, приемный клапан, плунжер с управляемым нагнетательным клапаном, присоединенный к колонне насосных штанг с центраторами, полый хвостовик, состоящий из верхней и нижней частей, с дополнительным перепускным устройством, самоуплотняющимся пакером, упором и боковыми отверстиями.
Недостатком установки является возможность зависания колонны штанг при ходе вниз в вязкой среде, кроме того, низкая надежность и долговечность работы дополнительного перепускного устройства и самоуплотняющегося пакера под действием раскачивающих усилий, возникающих при работе насоса.
Техническим результатом заявляемой полезной модели является повышение надежности и долговечности работы установки, расширение области ее применения за счет возможности использования в скважинах малого диаметра и с высоковязкой продукцией.
Поставленный технический результат решается описываемой насосной установкой для беструбной эксплуатации скважины, содержащей цилиндр, приемный клапан, плунжер с управляемым нагнетательным клапаном, присоединенный к колонне насосных штанг с центраторами, полый хвостовик с самоуплотняющимся пакером, упором и боковыми отверстиями.
Новым является то, что сверху цилиндр соединен с патрубком большего диаметра и длины, снабженным в верхней части сужением, центратором и боковыми отверстиями, снизу цилиндр соединен с цилиндром меньшего диаметра, с размещенным в нем плунжером, снабженным приемным клапаном, плунжера между собой соединены штоком, сверху самоуплотняющийся пакер соединен с цилиндром меньшего диаметра, а снизу соединен с полым хвостовиком, между самоуплотняющимся пакером и полым хвостовиком установлен дополнительный пакер.
Соединение сверху цилиндра с патрубком большего диаметра и длины, снабженным в верхней части сужением, центратором и боковыми отверстиями, снизу соединение цилиндра с цилиндром меньшего диаметра, с размещенным в нем плунжером, снабженным приемным клапаном, соединение плунжеров между собой штоком, соединение сверху самоуплотняющегося пакера с цилиндром меньшего диаметра, а соединение снизу с полым хвостовиком, позволяет предотвратить зависание колонны штанг при ходе вниз за счет создания дополнительного растягивающего усилия на нее, возникающего от воздействия столба жидкости в скважине на плунжер меньшего диаметра, а также повысить надежность работы самоуплотняющегося пакера за счет снижения его раскачивания при работе насоса.
Установка между самоуплотняющимся пакером и полым хвостовиком дополнительного пакера позволяет повысить надежность пакеровки в скважине и работы самоуплотняющегося пакера за счет его центровки в скважине и создания дополнительного гидравлического подпора снизу.
Совокупность отличительных признаков предлагаемой насосной установки позволяет решить поставленную задачу.
На фиг.1 схематично показан общий вид насосной установки для беструбной эксплуатации скважины, на фиг.2 - то же при ее спуско-подъеме в скважине.
Насосная установка для беструбной эксплуатации скважины (см. фиг.1) содержит цилиндр 1, плунжер 2 с управляемым нагнетательным клапаном 3, присоединенный к колонне штанг 4 с центраторами 5. Над цилиндром 1 расположен патрубок 6 большего диаметра и длины, чем цилиндр 1, снабженный в верхней части сужением 7, боковыми отверстиями 8 и центратором 9. Снизу цилиндр 1 соединен с цилиндром 10 меньшего диаметра, в котором размещен плунжер 11 с приемным клапаном 12, присоединенный к плунжеру 2. Ниже цилиндра 10 расположен самоуплотняющийся пакер 13 и полый хвостовик 14 с боковыми отверстиями 15 в его верхней части, а также опорным башмаком 16 и боковыми отверстиями 17 в нижней части.
Между самоуплотняющимся пакером 13 и полым хвостовиком 14 установлен дополнительный пакер 18.
Насосная установка работает следующим образом. Насосную установку собирают на месте эксплуатации и на колонне насосных штанг 4 (см. фиг.2), спускают в скважину 19. При спуске оборудования патрубок 6 вместе с цилиндрами 1, 10 и хвостовиком 14 под действием силы тяжести висит на плунжере 2, взаимодействующим с сужением 7. В таком положении плунжер 2 располагается в полости патрубка 6 большего диаметра, а плунжер 11 в полости цилиндра 1 большего диаметра и жидкость из полости 20 скважины 19, расположенной под пакерами 13, 18, через отверстия 15 и 17 в полом хвостовике 14, по полости 22 в полом хвостовике 14, по полости цилиндра 10, кольцевые зазоры между цилиндром 1 и плунжером 11, патрубком 6 и плунжером 2, боковые отверстия 8 в патрубке 6 перетекает в полость 21 скважины 19, расположенной над пакерами 13 и 18.
В конце спуска оборудования опорный башмак 16 устанавливается на забой скважины 19 (см. фиг.1), плунжеры 11 и 2 продолжают движение и входят соответственно в цилиндры 10 и 1. При этом полости 20 и 21 скважины 19 разобщаются.
После подгонки длины колонны штанг 4 насосная установка пускается в работу. Привод (не показан) через колонну штанг 4 с центраторами 5 передает плунжерам 2 и 11 возвратно-поступательное движение. При ходе колонны штанг 4 вверх движутся вверх и плунжеры 2 и 11, продукция скважины поступает из-под пакерной полости 20 скважины 19 через боковые отверстия 15 по полости 22 хвостовика 14 через открытый всасывающий клапан 12 в полость цилиндров 1 и 10 между плунжерами 2 и 11. При этом нагнетательный клапан 3 закрыт и продукция скважины 19, находящаяся в полости цилиндра 1 над плунжером 2, по полости 23 патрубка 6, через боковые отверстия 8 поступает в надпакерную полость 21 скважины 19, по которой осуществляется подъем продукции к устью скважины 19. При ходе колонны штанг 4 вниз движутся вниз и плунжеры 2 и 11, при этом всасывающий клапан 12 закрывается, а нагнетательный клапан 3 открывается, продукция скважины, находящаяся в полости цилиндров 1 и 10 между плунжерами 2 и 11 из под плунжера 2 перетекает в полость цилиндра 1, находящуюся над плунжером 2.
Далее циклы работы повторяются.
Патрубок 6, снабженный боковыми отверстиями 8, большего диаметра и длины, чем соединенный с ним цилиндр 1, позволяет, приподъемом штанг 4, разместить в патрубке 6 плунжер 2, а плунжер 11 меньшего диаметра разместить в цилиндре 1 большего диаметра, создать кольцевые проходные сечения между плунжером 2 и внутренней поверхностью патрубка 6, а также плунжером 11 внутренней поверхностью цилиндра 1 и, таким образом, сообщить подпакерную полость 20 с надпакерной полостью 21 скважины 19. Это исключает поршневание жидкости самоуплотняющимся пакером 13 при перемещении оборудования по стволу скважины 19, что сокращает время спуско-подъема оборудования в скважине, обеспечивает слив жидкости через боковые отверстия 17 в скважину при подъеме оборудования из скважины 19, что исключает загрязнение приустьевой зоны скважины жидкостью. Кроме того, обеспечивает при ремонте скважины 19 возможность ее глушения.
Сужение 7 в верхней части патрубка 6 обеспечивает упор в него плунжера 1 и возможность спуско-подъема оборудования в скважине 19 на колонне штанг 4, что снижает трудоемкость спуско-подъемных операций.
Снабжение верхней части патрубка 6 центратором 9 снижает при работе насосной установки раскачивание самоуплотняющегося пакера 13 и повышает надежность его работы.
Установка между самоуплотняющимся пакером 13 и полым хвостовиком 14 дополнительного пакера 18 механического действия, осевая нагрузка на который по мере роста перепада давления над и под самоуплотняющимся пакером 13 будет возрастать и соответственно, будет возрастать усилие прижатия уплотнительного элемента пакера 18 к эксплуатационной колонне скважины 19, что обеспечит дополнительную центровку самоуплотняющегося пакера 13 в скважине 19, снизит возможность его раскачивания и повысит надежность разобщения ствола скважины 19 при работе насосной установки.
Использование предлагаемой насосной установки для беструбной эксплуатации скважины позволяет снизить трудоемкость монтажа-демонтажа и сократить время спуско-подъема установки в скважине, повысить надежность и долговечность ее работы, а также расширить область применения.