Входное устройство глубинного скважинного насоса
INPUT DEVICE OF DEEP WELL PUMP

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к оборудованию нефтяных скважин, и может быть использовано в составе скважинного оборудования при фильтрации скважинной жидкости для повышения эффективности добычи нефти в осложненных геологических условиях и для очистки извлекаемого флюида на приеме насоса.
Известно устройство для предотвращения попадания песка на прием насоса (патент на ПМ RU №181492, МПК E21B 43/08, опубл. 17.07.2018. Бюл. № 20), содержащее конусную камеру, соединенную с насосно-компрессорной трубой (НКТ), имеющую входное отверстие для поступления жидкости из скважины, внутри которой установлено сопло, соединенное с верхней камерой, в свою очередь, соединенной с приемом насоса.
Недостатками данного устройства являются узкая область применения из-за возможности работы только при постоянном потоке жидкости при переменной устройство работает не эффективно из-за большой инертности воды в НКТ, то есть для работы с плунжерными насосами данное устройство не подходит, при этом газ, содержащийся в жидкости, поступает на вход насоса в первую очередь, так как имеет наименьшую плотность по сравнению с жидкостью и песком, поэтому отжимается при вращении в цент устройства, откуда поступает прямо на вход насоса, снижая его эффективность работы.
Наиболее близким по технической сущности является скважинный штанговый насос (патент RU №2360145, МПК F04B 47/00, опубл. 27.06.2009. Бюл. № 18), содержащий рабочую пару плунжер - цилиндр с установленными в них соответственно нагнетательным и всасывающим клапанами, фильтр механических примесей, связанный с приемом насоса и снабженный снизу емкостью предварительного накопления механических примесей, причем фильтр механических примесей состоит из концентрически расположенных труб, верхняя часть наружной трубы и нижняя часть внутренней трубы гидравлически сообщают забой скважины с приемом насоса, а емкость предварительного накопления механических примесей выполнена в виде продолжения внешней трубы фильтра и снабжена подпружиненным клапаном, установленным в нижней части емкости, причем расстояние от насоса до подпружиненного клапана больше, чем расстояние от насоса до интервала перфорации.
Недостатками фильтра механических примесей данного насоса являются узкая область применения из-за сложности отделения механических примесей от вязкой нефти только при помощи гравитационных сил и отсутствие отделения газа от скважинной жидкости, который поступает прямо на вход насоса, снижая его эффективность работы.
Технической задачей предполагаемого изобретения является создание входного устройства глубинного скважинного насоса, позволяющего расширить область применения за счет эффективного отделения механических примесей не зависимо от вязкости скважинной жидкости за счет наличия фильтра на входе и минимизировать попадание газа на вход насоса за счет его отделения и отвода в скважинное пространство.
Техническая задача решается входным устройством глубинного скважинного насоса, включающим концентрически расположенные трубы, часть наружной трубы с всасывающим отверстиями и нижняя часть внутренней трубы с входными отверстиями выполнены с возможностью сообщения скважины с приемом насоса, а емкость накопления механических примесей выполнена в виде продолжения внешней трубы снизу.
Новым является то, что наружная труба и емкость накопления механических примесей разделены выше входных отверстий внутренней трубы перегородкой с боковым продольным патрубком для сообщения, а всасывающие отверстия наружной трубы расположены с одной стороны и выполнены размером, исключающим попадание крупных механических примесей внутрь, образуя механический фильтр, который отделен от бокового патрубка продольными радиальными перегородками с образованием газоотделительной камеры, вверху которой выполнено отверстие с газовым клапаном для выпуска газа в скважину, часть наружной трубы с фильтром и газоотделительная камера сверху сообщены патрубком, проходящим через одну из продольных перегородок, с внутренним каналом в поперечном сечении имеющим площадь как минимум в три раза меньшим, чем суммарная площадь поперечного сечения всасывающих отверстий фильтра для выделения газа в газоотделительной камере, при этом продольный патрубок выполнен с длинами в газовой камере достаточной для скопления механических примесей весь межремонтный период, а в емкости - достаточной для исключения попадания механических примесей в входные отверстия внутренней трубы.
Новым является также то, что всасывающие отверстия наружной трубы имеют снаружи фаски с углом между противоположными сторонами не менее 60°.
Новым является также то, что соотношение длин продольного патрубка в газовой камере и емкости от 1:3 до 1:8.
На фиг. 1 изображено устройство сверху.
На фиг. 2 изображен разрез В-В фиг. 3.
На фиг. 3 изображен разрез А-А фиг. 1.
На фиг. 4 изображен разрез Б-Б фиг. 1.
Входное устройство глубинного скважинного насоса включает концентрически расположенные трубы 1 и 2 (фиг. 1 - 4), часть 3 (фиг. 3) наружной трубы 1 с всасывающим отверстиями 4 и нижняя часть 5 внутренней трубы 2 с входными отверстиями 6 выполнены с возможностью сообщения скважины с приемом насоса (не показаны). Емкость 7 (фиг. 3 и 4) накопления механических примесей выполнена в виде продолжения внешней трубы 1 снизу. Наружная труба 1 (фиг. 3) и емкость 7 накопления механических примесей разделены выше входных отверстий 6 внутренней трубы 2 перегородкой 8 с боковым продольным патрубком 9 для сообщения. Всасывающие отверстия 4 наружной трубы 1 расположены с одной ее стороны и выполнены размером, исключающим попадание крупных механических примесей внутрь из скважины, образуя механический фильтр, который отделен от бокового патрубка 9 продольными радиальными перегородками 10 (фиг. 2 и 3) с образованием газоотделительной камеры 11 (фиг. 2). Вверху газоотделительной камеры 11 (фиг. 3) выполнено отверстие 12 с газовым клапаном 13 для выпуска газа в скважину. Часть 3 наружной трубы 1 с всасывающими отверстиями 4 и газоотделительная камера 11 сверху сообщены патрубком 14, проходящим через одну из продольных перегородок 10 (фиг. 4), с внутренним каналом 15, в поперечном сечении имеющим площадь как минимум в три раза меньшим, чем суммарная площадь поперечного сечения всасывающих отверстий 4 (фиг. 3) фильтра для выделения газа в газоотделительной камере 11. Продольный патрубок 9 выполнен с длинами: L1 в газовой камере 11 достаточной для скопления механических примесей весь межремонтный период, а в емкости - L2 - достаточной для исключения попадания механических примесей в входные отверстия 6 внутренней трубы 2 (определяется эмпирическим путем). Как показала практика если всасывающие отверстия 4 (фиг. 3) наружной трубы 1 имеют снаружи фаски α с углом между противоположными сторонами не менее 60° (α ≥ 60°), то срок службы фильтра до необходимости очистки (до ухудшения пропускной способности всасывающих отверстий 4 как минимум в 2 раза) увеличивается примерно в 2 - 2,5 раза за счет самоочистки от механических примесей. Для месторождений Республики Татарстан (РТ) соотношение длин L1 и L2 продольного патрубка 8 в газовой камере и емкости укладывается в диапазон от 1:3 до 1:8 (L1 : L2 = 1:3 ÷ 1:8) - определено опытным путем.
Конструктивные элементы и технологические соединения, не влияющие на работоспособность устройства, на чертежах (фиг. 1 - 4) не показаны или показаны условно.
Устройство работает следующим образом.
Внутреннюю трубу 2 (фиг. 1) соединяют со входом глубинного скважинного насоса, а наружную трубу 1, отделенную от скважины сверху крышкой 16, при необходимости соединяют с корпусом этого же насоса (для более надежного соединения, например). Устройство с насосом спускают в скважину в интервал работы насоса. После чего насос запускают в работу. В результате на входе насоса создается разряжение (давление ниже пластового в скважине), которое через входные отверстия 6 (фиг. 3) нижней части 5 внутренней трубы передается в емкость 7, и далее через продольный патрубок 9 в газоотделительную камеру 11, а через патрубок 14 - в часть 3 наружной трубы 1 с всасывающими отверстиями 4. Под действием перепада давлений жидкость из скважины поступает сначала внутрь части 3 наружной трубы 1 через отверстия 4, которые не позволяют крупным механическим примесям проходить внутрь этой части 3 независимо от вязкости продукции скважины. Далее жидкость сверху по патрубку 14 в одной из перегородок 10 (фиг. 2 и 4) перетекает в газоотделительную камеру 11 (фиг.3). Так как внутренний канал 15 (фиг. 4), в поперечном сечении имеет площадь как минимум в три раза меньшим, чем суммарная площадь поперечного сечения всасывающих отверстий 4 (фиг. 3) части 3 фильтра, то в канале 15 (фиг. 4) патрубка 14 (фиг. 3) резко возрастает скорость потока жидкости, что приводи к снижению гидростатического давления (согласно закону Бернулли) и, как следствие, выделению в газоотделительной камере 11 растворенного в жидкости газа. Менее плотный газ располагается сверху газоотделительной камеры 11, а жидкость без газа опускается вниз, где на перегородке 8 осаждаются механические примеси за счет гравитационного разделения. Из-за того, что площадь поперечного сечения продольного патрубка 9 гораздо меньше площади перегородки 8 в газоотделительной камере 11, а патрубок 9 в этой камере 11 возвышается над перегородкой 8 на длину L1, в емкость 7 проходит по патрубку 9 небольшое количество механических примесей, которые осаждаются за счет гравитационного разделения на дне емкости 7. Чтобы исключить захват механических примесей входными отверстиями 6 внутренней трубы 2 патрубок 9 подбирается соответствующей длиной L1 в этой емкости 7. На месторождениях РТ соотношение длин L1 и L2 патрубка 9 находится в диапазоне L1 : L2 = 1:(3 ÷ 8), а длина в газоотделительной камеры предпочтительно в пределах L1 = 0,7 ÷ 1,4 м. Если всасывающие отверстия 4 части 3 быстро забиваются (быстрее, чем межремонтный период насоса), то рекомендуется их снаружи оснастить фасками с углом α ≥ 60°. По мере накопления газа в газоотделительной камере 11 уровень жидкости в нем снижается, после снижения ниже газового клапана 13 его запорный орган 17, имеющий плотность ниже плотности скважинной жидкости, опускается вместе с уровнем, а газ из камеры 11 стравливается через отверстие 12 в скважину, где поднимается по межтрубному пространству и отбирается на устье скважины. При этом уровень жидкости в газоотделительной камере 11 возрастает, под действием которого запорный орган 17 клапана 13 перекрывает отверстие 12 до следующего снижения уровня жидкости. Так газоотделительная камера 11 периодически освобождает от накопившегося газа в ней.
В процессе работы глубинного скважинного насоса контролируют нагрузку на штангах штангового глубинного насоса (ШГН) или потребляемую энергию (кВт*ч) электрического центробежного насоса (ЭЦН), а также проводят периодический анализ поднимаемой на поверхность насосом скважинной жидкости. Если нагрузка на штанги ШГН, потребляема энергия или содержание механических примесей в жидкости возрастает и приближается к граничным показателям (определяется паспортными данными скважинного оборудования и технологическими картами на скважинное оборудование), что говорит о засорении всасывающих отверстий 4 и/или переполнении газовой камеры 11 или емкости 7 механическими примесями., то насос с устройством извлекают из скважины. После чего устройство разбивают чистят и опять собирают. Если период работы устройства меньше и не соответствует межремонтному периоду насоса, то всасывающие отверстия 4 оснащают фасками α, а длины L1 и L2 патрубка 9 увеличивают. После сборки и соединения с насосом устройство готово к работе.
Предлагаемое устройство глубинного скважинного насоса позволяет расширить область применения за счет эффективного отделения механических примесей не зависимо от вязкости скважинной жидкости за счет наличия фильтра на входе и минимизировать попадание газа на вход насоса за счет его отделения и отвода в скважину.