Способ восстановления работоспособности скважины, эксплуатирующейся штанговым глубинным насосом, и вращающееся устройство для осуществления способа
METHOD FOR RESTORING OPERABILITY OF WELL OPERATED BYSUCKER-ROD PUMP, AND ROTATING DEVICE FOR IMPLEMENTING THE METHOD

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к добыче высоковязкой нефти или стойких эмульсий в осложненных условиях, включающих высокое содержание механических примесей, песка, свободного газа, АСПО, дифференциальными скважинными штанговыми насосными установками при эксплуатации горизонтальных скважин.
Одним из недостатков данных насосов является частые срывы подачи из-за чувствительности к влиянию газа и попаданию между сопрягаемыми частями нагнетательного тарельчатого клапана мелких частиц и сгустков различных отложений, и образованию плотного слоя спрессованием вязкой жидкости, содержащей мехпримеси, песок, свободный газ, АСПО.
Применяемые стандартные методы реанимации, такие как увеличение числа качаний с помощью частотного регулятора электропривода, обратная промывка насоса в редких случаях приносят положительный результат. В результате чего приходится проводить полноценный подземный ремонт скважин (ПРС).
Известен способ эксплуатации штангового насоса для добычи высоковязкой песчаной нефти, работающего в горизонтальной скважине, включающий спуск в скважину компоновки, состоящей снизу вверх из нижнего перфорированного патрубка, штангового насоса, колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) и колонны штанг, отбор высоковязкой нефти по колонне НКТ (патент RU № 2530976, опубл. 20.10.2014). Штанговый насос содержит цилиндр с размещенным в нем всасывающим клапаном и плунжером с золотниковым механизмом и компрессионной пружиной для принудительного устранения зависания и более надежного закрытия нагнетательного клапана. Приводят в работу штанговый насос под действием перемещений колонны штанг, подают высоковязкую нефть к устью скважины по колонне НКТ.
Принудительное закрытие нагнетательного клапана не обеспечивает его надежную работу. Конструкция золотникового механизма с компрессионной пружиной весьма сложна. Калибровку усилия сжатия пружины сложно обеспечить и контролировать. К тому же этот механизм необходимо применять дважды - не только для нагнетательного, но и для всасывающего клапана. Применение золотникового механизма с компрессионной пружиной только для нагнетательного клапана, не позволяет исключить зависание штанг и обеспечить высокий коэффициент подачи насосной установки. Также данная установка не обеспечивает необходимый отбор жидкости.
Известен способ эксплуатации штангового насоса для добычи высоковязкой песчаной нефти, работающего в горизонтальной скважине, включающий спуск в скважину компоновки, состоящей снизу вверх из нижнего перфорированного патрубка, штангового насоса СПР, колонны НКТ и колонны штанг, отбор высоковязкой нефти по колонне НКТ (патент RU № 141547, опубл. 10.06.2014). Дифференциальный штанговый насос содержит связанный с колонной насосных труб корпус, в котором установлен связанный с колонной насосных штанг дифференциальный плунжер. Верхняя ступень плунжера большего диаметра имеет сквозной канал, снабжена нагнетательным клапаном и расположена в верхнем цилиндре корпуса, а нижняя ступень плунжера меньшего диаметра выполнена в виде монолитного штока, при этом кольцевое пространство, заключенное между стенками верхнего и нижнего цилиндров корпуса и поверхностью нижней ступени плунжера, образует рабочую камеру насоса с всасывающим клапаном, установленным соосно с нижним цилиндром, уплотненным посредством механического уплотнения относительно монолитного штока, и с тарелкой, в которой выполнено отверстие, через которое проходит монолитный шток.
Верхняя ступень плунжера большего диаметра уплотнена относительно верхнего цилиндра посредством механического уплотнения, установленного на опорном патрубке, а нагнетательный клапан выполнен плоским в виде тарелки, закрепленной под механическим уплотнением и установленной с возможностью осевого перемещения вместе с механическим уплотнением верхней ступени плунжера большего диаметра относительно опорного стержня, связанного с колонной насосных штанг, на котором установлено седло нагнетательного клапана, а монолитный шток подвешен на последнем.
При движении колонны насосных штанг вверх вместе с монолитным штоком вверх поднимается всасывающий клапан и в кольцевое пространство из скважины поступает откачиваемая жидкая среда. Далее при движении колонны насосных штанг вниз всасывающий клапан перекрывается тарелкой. Одновременно за счет движения вниз верхней ступени плунжера уменьшается кольцевое пространство и под действием давления жидкой среды последняя через нагнетательный клапан поступает в сквозной канал и далее из него в колонну насосных труб, а из колонны насосных труб откачиваемая жидкая среда поступает на поверхность. Далее следует движение колонны насосных штанг вверх. При этом открывается всасывающий клапан для новой порции откачиваемой жидкой среды, а нагнетательный клапан перекрывает сквозной канал, не давая поступать в кольцевое пространство жидкой среде из колонны насосных труб.
Недостатком данного способа является частые срывы подачи из-за чувствительности к влиянию газа и попаданию мелких механических частиц и отложению АСПО под нагнетательный тарельчатый клапан между сопрягаемыми частями нагнетательного клапана. Применяемые стандартные методы реанимации, такие как увеличение числа качаний с помощью частотного регулятора электропривода, обратная промывка насоса в редких случаях приносят положительный результат. В результате чего приходится проводить полноценный ПРС.
Известен способ обеспечения работы всасывающего клапана глубинного штангового насоса, включающий спуск в скважину компоновки, состоящей снизу вверх из нижнего перфорированного патрубка, штангового насоса, колонны насосно-компрессорных труб и колонны штанг, отбор высоковязкой нефти по колонне НКТ (патент RU № 2258836, опубл. 20.08.2005). На установленный в нижнем конце цилиндра всасывающий клапан в виде плавающего шарика, расположенного в корпусе клапана над его седлом, воздействуют потоком добываемой жидкости, возникающим по причине разности давлений между разделенными всасывающим клапаном полостями, причем при работе всасывающего клапана осуществляют в ритме работы насоса механическую очистку клапанной полости и принудительное закрытие всасывающего клапана под воздействием на него дополнительного усилия, а при отказе всасывающего клапана его принудительное закрытие осуществляют путем механического воздействия на него нижним окончанием плунжера в сочетании с расхаживанием последнего.
Данный способ предназначен для условно вертикальных скважин. Принудительное закрытие всасывающего клапана для восстановления работоспособности путем механического воздействия на него нижним окончанием плунжера в сочетании с расхаживанием последнего возможно только при помощи подъемного агрегата в ходе проведения полноценного ПРС.
Также недостатками способа являются узкая область применения, так как предназначен для очистки только всасывающего клапана, сложность обслуживания и снижение эффективности, связанные с необходимостью внесения конструктивных изменений в стандартные изделия, что приводит к ухудшению работы насоса из-за замедления работы всасывающего клапана.
Наиболее близким по технической сущности является способ восстановления работоспособности скважины, эксплуатирующейся штанговым глубинным насосом, включающий остановку привода насоса, доспуск полого плунжера при помощи штанг в крайнее нижнее положение до взаимодействия запорного элемента и нагнетательного клапана со штоком, выполненным подвижно в осевом направлении (патент SU № 1525319, опубл. 30.11.1989). После остановки привода насоса наращивают технологическим патрубком сверху колонну штаг. После отжатия запорного органа нагнетательного клапана вверх штоком обеспечивается взаимодействие полого плунжера с клеткой с сжатием пружины до взаимодействия овальной поверхности выступа с запорным элементом всасывающего клапана и отжатием его в сторону для обеспечения прямой промывки за счет сквозного сообщения полостей скважинного насоса с полостью колонны насосных труб и скважиной. Жидкость, проходя через полость плунжера и клапаны осуществляет их очистку, восстанавливая работу насоса.
Очистку полости скважинного насоса и его клапанов от механических загрязнений осуществляют прямой промывкой. Останавливают привод насоса, наращивают технологическим патрубком сверху колонны штанг. Доопускают полый плунжер при помощи штанг в крайнее нижнее положение до взаимодействия запорного элемента и нагнетательного клапана со штоком, выполненным подвижно в осевом направлении, и поджатым пружиной относительно седла полой клетки всасывающего клапана и самой полой клеткой, сжимая пружину. После отжатия запорного органа нагнетательного клапана вверх штоком обеспечивается взаимодействие полого плунжера с клеткой с сжатием пружины до взаимодействия овальной поверхности выступа с запорным элементом всасывающего клапана и отжатием его в сторону для обеспечения прямой промывки за счет сквозного сообщения полостей скважинного насоса с полостью колонны насосных труб и скважиной. Жидкость, проходя через полость плунжера и клапаны осуществляет их очистку.
Для восстановления работоспособности скважины по добыче высоковязкой нефти или стойких эмульсий в осложненных условиях, включающих высокое содержание мехпримесей, песка, свободного газа, АСПО, скважинной штанговой насосной установки при эксплуатации горизонтальной скважины, эксплуатирующейся дифференциальным штанговым глубинным насосом, применяемая промывка мало эффективна и выполняется без контроля. В полости нагнетательного клапана тарельчатого типа происходит оседание и уплотнение мелких частиц и сгустков различных отложений. Необходимо дополнительное воздействие на нагнетательный клапан тарельчатого типа для разрушения плотного слоя образованного спрессованием вязкой жидкости, содержащей мехпримеси, песок, свободный газ, АСПО, для восстановления подачи и проведение ПРС. Недостатками способа также являются сложность обслуживания, связанная с необходимостью выполнения наращивания технологическим патрубком сверху колонну штаг,что усложняет выполнение процесса, с необходимостью применения насосных агрегатов для закачки жидкости промывки, и снижение эффективности, связанные с необходимостью внесения конструктивных изменений в стандартные изделия, что приводит к ухудшению работы насоса из-за замедления работы нагнетательного клапана, а механическое воздействие на запорные органы может привести к их выводу из строя. А также способ имеет узкую область применения, так как не предназначен для очистки тарельчатого клапана дифференциального насоса СПР.
Наиболее близким техническим решением является устройство штанговращателя, содержащее корпус с установленным внутри механизмом поворота колонны штанг, узел соединения с полированным штоком колонны насосных штанг, узел соединения корпуса с траверсой балансира станка-качалки и подшипник (патент RU № 100797, опубл. 27.12.2010). Механизм поворота колонны штанг в виде червячной передачи, связанной с обгонной муфтой. Узел соединения с полированным штоком выполнен в виде блока сухарей, содержащего сухари для зажима полированного штока, установленные в упорной втулке, контактирующей с верхним торцом опорного вала, насаженного на упорный подшипник. Опорный вал нижним концом соединен с червячным колесом с помощью шлицевого соединения. Рычаг выполнен L-образной формы, одним концом соединен с обоймой ведущего звена обгонной муфты, а другим концом, снабженным грузом, соединен тросом со стойкой балансира станка-качалки. Для подвески штанговращателя к траверсе балансира корпус снабжен двумя кронштейнами.
Недостатками известного устройства являются:
- устройство штанговращателя приводится в действие только при работающим станке-качалки, что требует затраты электроэнергии и не обеспечивает контроль за усилием воздействия на нагнетательный клапан;
- устойчивая работа штанговращателя в большой мере зависит от точности натяжения приводного троса, что в полевых условиях выполнить можно недостаточно оперативно и с требуемой степенью точности;
- сложная конструкция при изготовлении и применении для очистки нагнетательного клапана дифференциального скважинного штангового насоса, так как в процессе эксплуатации штанговращателя происходят заклинивания червячной передачи при изнашивании шлицевого соединения, что приводит к снижению эффективности работы насоса.
Техническими задачами изобретения являются восстановление работоспособности скважины, эксплуатируемой дифференциальным скважинным штанговым насосом СПР, повышение эффективности работы дифференциального скважинного штангового насоса за счет контроля работоспособности и повышения качества очистки нагнетательного клапана тарельчатой формы, повышение технологической и экономической эффективности стоимости владения глубинно-насосного оборудования, отказ от использования дорогостоящих методов и оборудования, свойственных для подземного ремонта скважин проводимого специализированными предприятиями, применяя исключительно малозатратные реанимационные действия по восстановлению работоспособности глубинно-насосного оборудования, а также расширение технологических возможностей выполнения восстановления работоспособности скважины, эксплуатируемой дифференциальным скважинным штанговым насосом.
Технические задачи решаются способом восстановления работоспособности скважины, эксплуатирующейся штанговым глубинным насосом, включающим остановку привода насоса, доспуск полого плунжера при помощи штанг в крайнее нижнее положение до взаимодействия запорного элемента и нагнетательного клапана со штоком, выполненным подвижно в осевом направлении.
Новым является то, что при работе насоса на скважине периодически определяют подачу путем контроля изменения давления на выкидной линии на закрытую линейную задвижку, увеличивая рабочее давление от начального на 1,5-2,0 МПа, при отсутствии подачи снимают динамограмму межтраверсным прибором, по динамограмме определяют причину отсутствия подачи при отсутствии опрессовки на закрытую линейную задвижку или при падении давления более 2,0 МПа или до линейного давления за 15 минут, после определения срыва подачи по причине засорения нагнетательного клапана останавливают привод насоса, фиксируют полированный шток от осевого перемещения при помощи противополетного устройства - зажима для фиксации полированного штока от осевого перемещения, перемещая вверх вдоль оси полированного штока, освобождают его от траверсы с канатной подвеской, оставляют канатную подвеску в подвешенном состоянии на головке балансира станка-качалки, заводят вращающееся устройство на полированный шток, затем траверсу канатной подвески, кратковременно запустив станок-качалку в работу «на подъем» снимают противополетное устройство - зажим для фиксации полированного штока от осевого перемещения, фиксируют верхний штангодержатель на полированном штоке при помощи сухарей, кратковременным запуском станка-качалки в работу «на спуск» разгружают колонну насосных штанг, выполняют доспуск полого плунжера при помощи штанг в крайнее нижнее положение до взаимодействия запорного элемента и нагнетательного клапана со штоком, выполненным подвижно в осевом направлении, при этом плоскость нижнего фланца нижнего штангодержателя придет в прикосновение с крышкой сальника устьевого, что будет означать подготовку завершенной, выполняют 3-4 поворота на 90° колонны насосных штанг, за счет создаваемого осевого давления колонной насосных штанг при ее разгрузке, выполняют истирание мелких частиц и сгустков различных отложений, попавших между сопрягаемыми частями нагнетательного клапана, после выполнения очистки нагнетательного клапана подключают привод насоса, кратковременно запустив станок-качалку «на подъем» устанавливают противополетное устройство – зажим для фиксации полированного штока от осевого перемещения, кратковременно запустив станок-качалку «на спуск» разгружают колонну штанг до момента соприкосновения противополетного устройства - зажима с крышкой сальника устьевого, отсоединяют траверсу с канатной подвеской, в обратной последовательности извлекают вращающееся устройство, устанавливают траверсу с канатной подвеской на полированный шток, кратковременно запустив станок-качалку «на подъем» демонтируют противополетное устройство – зажим для фиксации полированного штока от осевого перемещения, запускают скважину в работу.
Технические задачи решаются вращающимся устройством для осуществления способа восстановления работоспособности скважины, эксплуатирующейся штанговым глубинным насосом, включающим механизм поворота колонны штанг, узел соединения с полированным штоком колонны насосных штанг и опорный подшипник.
Новым является то, что механизм поворота колонны насосных штанг выполнен в виде верхнего штангодержателя цилиндрической формы с внутренней поверхностью под конус для установки сухарей, обеспечивающих плотное прижатие к полированному штоку, опорный подшипник размещен между верхним и нижним штангодержателем, а узел соединения с полированным штоком колонны насосных штанг выполнен в виде нижнего штангодержателя цилиндрической формы с упором нижней торцевой поверхностью на верх крышки сальника устьевого.
На фигуре изображен общий вид вращающегося устройства для восстановления работоспособности скважины, эксплуатирующейся штанговым глубинным насосом.
Вращающееся устройство для осуществления способа восстановления работоспособности скважины, эксплуатирующейся штанговым глубинным насосом, включает механизм поворота колонны штанг, узел соединения с полированным штоком колонны насосных штанг и опорный подшипник. Механизм поворота колонны насосных штанг выполнен в виде верхнего штангодержателя 1 цилиндрической формы с внутренней поверхностью под конус для установки сухарей, обеспечивающих плотное прижатие к полированному штоку 2, зажим для фиксации полированного штока от осевого перемещения и удерживание во время его вращения. Наружный диаметр верхнего штангодержателя равен 160 мм, высота 100 мм. В качестве сухарей используются, например, плашка полированного штока 32 мм, изготовленная из материала 20Х, 18ХГТ, производства «ПромСервис LTD» (на конструкцию плашки авторы не претендуют). Узел соединения с полированным штоком колонны насосных штанг выполнен в виде нижнего штангодержателя 3 цилиндрической формы с упором нижней торцевой поверхностью на верх крышки сальника устьевого 4. Нижний штангодержатель выполнен, например ШД-32, наружным диметром 160 мм, и внутренним диаметром 45 мм, высотой 100 мм, что обеспечивает устойчивое положение нижнего штангодержателя и не препятствует вращению полированного штока, а также обеспечивает устойчивое положение опорного подшипника 5, размещенного между верхним 1 и нижним 3 штангодержателями. Нижняя торцевая поверхность опорного подшипника плотно и устойчиво размещена на верхней торцевой поверхности нижнего штангодержателя и обеспечивает легкость вращения верхнего штангодержателя. В качестве опорного подшипника используют, например: тип подшипника - опорный с цилиндрическими роликами, вид подшипника – упорный двухрядный. Внутренний диаметр 55 мм, наружний диаметр 100 мм, высота 21 мм.
Восстановление работоспособности скважины, эксплуатирующейся штанговым глубинным насосом, выполняют в следующей последовательности.
При работе штангового глубинного насоса на скважине периодически не реже 1 раза в два дня определяют подачу путем контроля изменения давления на выкидной линии на закрытую линейную задвижку на давление, превышающее рабочее давление в выкидном трубопроводе на 1,5-2,0 МПа, но не выше 4 МПа. При отсутствии подачи снимают динамограмму межтраверсным прибором. По форме динамограммы определяют причину отсутствия подачи. Для выполнения реанимационных работ, связанных с очисткой нагнетательного клапана, при отсутствии опрессовки на закрытую линейную задвижку, а также при высоком темпе падения давления (более 2,0 МПа или до линейного давления за 15 минут) останавливают привод насоса. Фиксируют полированный шток от осевого перемещения при помощи противополетного устройства - зажима для фиксации полированного штока от осевого перемещения, перемещая вверх вдоль оси полированного штока, освобождают его от траверсы. Заводят вращающееся устройство, например БВУ-6000-55 (вращающееся устройство; 6000 – 6 тн – максимально-допустимая осевая нагрузка; 55-55 мм – диаметр проходного отверстия под полированный шток, изготовленного ООО «ТМС-групп», г. Альметьевск) на полированный шток, затем траверсу канатной подвески. Устанавливают вращающееся устройство последовательно вставляя на полированный шток нижний штангодержатель без сухарей с упором поверхности нижнего торца на верх крышки сальника устьевого, опорный подшипник и верхний штангодержатель с сухарями, удерживающий полированный шток. Кратковременно запустив станок-качалку в работу «на подъем» снимают противополетное устройство - зажим для фиксации полированного штока от осевого перемещения. Фиксируют верхний штангодержатель на полированном штоке при помощи сухарей. Кратковременным запуском станка-качалки в работу «на спуск» разгружают колонну насосных штанг, выполняют доспуск полого плунжера при помощи штанг в крайнее нижнее положение до взаимодействия запорного элемента и нагнетательного клапана со штоком, выполненным подвижно в осевом направлении при этом плоскость нижнего штангодержателя придет в прикосновение с крышкой сальника устьевого, что будет означать подготовку завершенной. Далее усилием двух операторов при помощи кругового штангового ключа выполняют 3-4 поворота на 90° колонны насосных штанг, за счет создаваемого осевого давления колонной насосных штанг при ее разгрузке, выполняют истирание мелких частиц и сгустков различных отложений, попавших между сопрягаемыми частями нагнетательного клапана. После выполнения очистки нагнетательного клапана подключают привод насоса, кратковременно запустив станок-качалку «на подъем» утанавливают противополетное устройство – зажим для фиксации полированного штока от осевого перемещения, кратковременно запустив станок-качалку «на спуск» разгружают колонну штанг до момента соприкосновения противополетного устройства – зажима для фиксации полированного штока от осевого перемещения с крышкой сальника устьевого, отсоединяют траверсу с канатной подвеской, в обратной последовательности извлекают вращающееся устройство, устанавливают траверсу с канатной подвеской на полированный шток. Кратковременно запустив станок-качалку «на подъем» демонтируют противополетное устройство – зажим для фиксации полированного штока от осевого перемещения, запускают скважину в работу и производят 3-4 двойных хода полированного штока, опрессовывают насос до 3,5-4,0 МПа. Затем после появления подачи определяют темп набора давления на выкидной линии на закрытую линейную задвижку, путем увеличения рабочего давления от начального на 1,5-2,0 МПа, снятия динамограммы межтраверсным прибором, при закрытой линейной задвижке поднимают давление внутри лифтовых труб НКТ до 4,0 МПа подачей насоса, после чего открывают линейную задвижку, приводят к резкому выравниванию давления, создающего ускорение скорости потока жидкости, продолжают отбор продукции скважины.
Для подтверждения эффекта повторно определяют подачу путем прослеживания изменения давления на линии при работе насоса на закрытую линейную задвижку на давление, превышающее рабочее давление в выкидном трубопроводе на 1,5-2,0 МПа (15÷20 атм) (но не выше 4 МПа (40 атм)), снимают динамограмму межтраверсным прибором. Подтверждение эффекта является наличие подачи насоса при допустимом темпе падения (менее 20 атм за 15 мин) и рабочая форма динамограммы.
Предлагаемый способ восстановления работоспособности скважины, эксплуатируемой дифференциальным скважинным штанговым насосом СПР, и вращающееся устройство для его выполнения повышают эффективность работы дифференциального скважинного штангового насоса за счет выполнения контроля работоспособности насоса и повышения качества очистки нагнетательного клапана тарельчатой формы при добыче высоковязкой нефти или стойких эмульсий в осложненных условиях, включающих высокое содержание механических примесей, песка, свободного газа, АСПО, повышают технологическую и экономическую эффективности стоимости владения глубинно-насоного оборудования, за счет отказа от использования дорогостоящих методов и оборудования, применяя простые действия и простое устройство, исключительно малозатратные реанимационные действия по очистке нагнетательного клапана насоса и восстановлению работоспособности глубинно-насосного оборудования, а также расширяют технологические возможности выполнения восстановления работоспособности скважины, эксплуатируемой дифференциальным скважинным штанговым насосом.