Скважинная штанговая насосная установка с пакером

Полезная модель относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к добыче нефти из скважин с нарушением эксплуатационной колонны, эксплуатация которых осложнена выносом механических примесей из зоны нарушения, а также при одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной, осложненной выносом механических примесей, содержащихся в продукции верхнего пласта, и предназначена для улавливания механических примесей в межтрубном пространстве добывающих скважин между колонной насосно-компрессорных труб и эксплуатационной колонной.
В настоящее время в ПАО «Татнефть» применяется стандартная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов, включающая основной и дополнительный приводы, пакер, установленный между верхним и нижним продуктивными пластами, основную, сообщенную с подпакерным пространством скважины, и дополнительную, сообщенную с надпакерным пространством скважины, лифтовые трубы со штанговыми насосами, закрепленными на устье скважины двухствольной арматурой, содержащей фланец с устьевыми сальниками, снабженный отверстиями для крепления к устью скважины, трубодержатель основных лифтовых труб, оснащенный резьбой, и трубодержатель дополнительных лифтовых труб с верхней и нижней резьбами, изготовленный в виде полой резьбовой втулки, которая выполнена с возможностью герметичной фиксации непосредственно во втором канале фланца. Установка оснащена также параллельным якорем, установленным на обеих лифтовых трубах и выполненным с возможностью фиксации их относительно друг друга, при этом трубодержатель основных лифтовых труб двухствольной арматуры выполнен в виде резьбы непосредственно снизу фланца. Герметизирующие головки могут быть выполнены различной высоты относительно фланца, а основной и дополнительный приводы могут быть установлены соответственно на основаниях различной высоты для упрощения их установки и регулирования. Дополнительные лифтовые трубы могут быть выполнены с возможностью отсоединения от параллельного якоря натяжением с поворотом по часовой. Сальники герметизирующих головок могут быть снабжены шарнирным соединением, позволяющим отклоняться им от вертикали в процессе установки и работы приводов. Пакер может быть выполнен с возможностью фиксации и натяжения основных лифтовых труб (патент RU № 72720, опубл. 27.04.2008).
Недостатком данной установки является то, что в процессе эксплуатации механические примеси, содержащиеся в продукции верхнего пласта, осаждаются на пакер, что приводит к его присыпанию и аварийным ситуациям при попытке срыва пакера в процессе ремонта скважины.
Известен способ добычи нефти (патент RU № 2236560, опубл. 20.09.2004), в котором применяется скважинная установка, состоящая из колонны насосно-компрессорных труб с закреплённым в ее нижней части пакером, перекрывающим кольцевое пространство между колонной насосно-компрессорных труб и эксплуатационной колонной, размещенным ниже зоны нарушения эксплуатационной колонны для отделения работающего нефтяного пласта от зоны поступления в скважину посторонней воды, промывочного клапана над пакером.
Недостатком данной установки является то, что в случае выноса механических частиц из интервала нарушения происходит их скапливание над пакером, что приводит к аварийной ситуации при проведении подземного ремонта, невозможности сорвать пакер и необходимости перевода скважины в ожидание капитального ремонта.
Наиболее близкой по технической сущности является скважинная штанговая насосная установка с пакером, состоящая из колонны насосно-компрессорных труб с закреплённым в ее нижней части пакером, перекрывающим кольцевое пространство между колонной насосно-компрессорных труб и эксплуатационной колонной, размещенным ниже зоны нарушения эксплуатационной колонны, промывочного клапана над пакером, обратного клапана ниже промывочного клапана, манжеты с фильтрационными отверстиями, перекрывающей кольцевое пространство между колонной насосно-компрессорных труб и эксплуатационной колонной, размещенной выше промывочного клапана. Добыча скважинной жидкости производится вставным штанговым насосом. (Патент RU № 147221, опубл. 27.10.2014). Данная установка уменьшает риск присыпания пакера.
Недостатками устройства являются низкая эффективность работы, так как наличие в компоновке обратного клапана подразумевает, что после срыва из опоры и подъема вставного насоса подъем колонны НКТ будет производиться с изливом скважинной жидкости, находящейся внутри НКТ, что приводит к ухудшению условий работы, экологическому загрязнению прискваженной территории, размещение обратного клапана между промывочным клапаном и пакером не позволяет обеспечить эффективную промывку и вынос механических примесей, скапливающихся непосредственно над пакером до его срыва, а манжета под прямым воздействием механических примесей забивается, что снижает производительность работы устройства, узкая область применения, так как использование установки для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов двухлифтовой скважиной осложнено.
Техническими задачами полезной модели являются повышение эффективности и надежности работы скважинной штанговой насосной установки с пакером за счет предотвращения скапливания над пакером механических частиц, выносимых из верхнего продуктивного пласта или из зоны нарушения, исключения аварии при срыве пакера, а также исключение осложнений при подъеме компоновки.
Технические задачи решаются скважинной штанговой насосной установкой с пакером, состоящей из колонны насосно-компрессорных труб с закреплённым в ее нижней части пакером, перекрывающим кольцевое пространство между колонной насосно-компрессорных труб и эксплуатационной колонной, размещенным ниже зоны нарушения эксплуатационной колонны, промывочного клапана над пакером, обратного клапана ниже промывочного клапана, манжеты с фильтрационными отверстиями, перекрывающей кольцевое пространство между колонной насосно-компрессорных труб и эксплуатационной колонной, размещенной выше промывочного клапана.
Новым является то, что над манжетой с фильтрационными отверстиями размещена дополнительная сплошная манжета, перекрывающая 75-90% площади кольцевого пространства между колонной насосно-компрессорных труб и эксплуатационной колонной, над промывочным клапаном установлен сбивной клапан, обратный клапан размещен под пакером, а промывочный клапан - непосредственно над пакером.
На фигуре представлена схема предлагаемой установки.
Скважинная штанговая насосная установка с пакером состоит из колонны насосно-компрессорных труб 1 с закреплённым в ее нижней части пакером 2, перекрывающим кольцевое пространство между колонной насосно-компрессорных труб 1 и эксплуатационной колонной 3, размещенным ниже зоны нарушения 4 эксплуатационной колонны 3 или ниже верхнего продуктивного пласта при одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной двухлифтовой установкой, осложненной выносом механических примесей, содержащихся в продукции верхнего пласта, вставного штангового насоса 5, опоры 6, колонны насосных штанг 7, промывочного 8 и обратного 9 клапанов, манжеты 10 с фильтрационными отверстиями 11, перекрывающей кольцевое пространство между колонной насосно-компрессорных труб 1 и эксплуатационной колонной 3. Над манжетой 10 с фильтрационными отверстиями 11 размещена дополнительная сплошная манжета 12 без отверстий, перекрывающая 75-90% площади кольцевого пространства между колонной насосно-компрессорных труб 1 и эксплуатационной колонной 3. Над промывочным клапаном 8 установлен сбивной клапан 13. Обратный клапан 8 размещен под пакером 2, а промывочный клапан 8 размещен непосредственно над пакером 2.
Манжеты 10 и 12 закрепляются на патрубках из насосно-компрессорных труб с помощью ограничителей, в качестве которых могут использоваться муфты или металлические кольца на сварке (на фигуре не показаны).
Конструкция установки обеспечивает повышение эффективности и надежности работы скважинной штанговой насосной установки с пакером за счет снижения и предотвращения скапливания над пакером механических частиц, выносимых из верхнего продуктивного пласта или из зоны нарушения, исключения аварии при срыве пакера, а также исключение осложнений при подъеме компоновки.
Скважинная штанговая насосная установка с пакером работает следующим образом.
При работе штангового насоса 5, приводимого в действие колонной насосных штанг 7, подъем добываемой жидкости происходит по колонне насосно-компрессорных труб 1. При этом благодаря наличию пакера 2, перекрывающего кольцевое пространство между колонной насосно-компрессорных труб 1 и эксплуатационной колонной 3, размещенного ниже зоны нарушения 4 эксплуатационной колонны 3, поступление воды из зоны нарушения 4 не происходит. При этом механические частицы, выносимые из зоны нарушения 4, скапливаются на манжетах 10 и 12, а не на пакере 2. Дополнительная сплошная манжета 12, перекрывающая 75-90% площади кольцевого пространства между колонной насосно-компрессорных труб 1 и эксплуатационной колонной 3, задерживает большую часть механических примесей, что позволяет повысить продолжительность и надежность работы основной манжеты 10, а, следовательно, и устройства в целом. Размер дополнительной манжеты 12, соответственно, перекрытие площади кольцевого пространства между колонной насосно-компрессорных труб 1 и эксплуатационной колонной 3 выбирают в зависимости от интенсивности выноса механических примесей. Так, например, при нарушении эксплуатационной колонны достаточно перекрытие 75-80% кольцевого пространства, а при одновременно-раздельной эксплуатации рекомендуется увеличить перекрытие до 85-90%. Таким образом, дополнительная манжета 12 задерживает порядка 80% механических примесей, выносимых из верхнего пласта или интервала нарушения эксплуатационной колонны.
Перед срывом пакера 2 при проведении подземного ремонта производят срыв вставного насоса 5 из опоры 6, далее выполняют прямую промывку через колонну насосно-компрессорных труб 1. Размещение обратного клапана 9 ниже пакера 2, а промывочного клапана 8 непосредственно над пакером обеспечивает поступление промывочной жидкости через промывочный клапан 8 в кольцевое пространство между колонной насосно-компрессорных труб 1 и эксплуатационной колонной 3 в непосредственной близости от поверхности пакера, что повышает качество удаления всех механических примесей как с пакера, так и скопившихся на манжетах 10 и 12 через фильтрационные отверстия 11. После промывки производят сбитие штифта сбивного клапана 13 сбросом груза, например, укороченной штанги или ломом, что позволяет обеспечить сообщение пространства внутри и снаружи НКТ, а, значит, обеспечить слив скважинной жидкости через отверстие сбивного клапана 13 при подъеме колонны НКТ 1.
Таким образом, предлагаемая установка повышает эффективность предотвращения скапливания над пакером механических частиц, выносимых из верхнего пласта или при нарушении эксплуатационной колонны для исключения аварии при срыве пакера, а также исключает осложнения при подъеме компоновки, дополнительные затраты на проведение капитального ремонта и экологический ущерб из-за розлива скважинной жидкости на прискваженной территории. Установка также эффективно работает при одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважины двухлифтовой установкой.