ГЛУБИННО-НАСОСНАЯ УСТАНОВКА ДЛЯ БЕСТРУБНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для эксплуатации добывающих скважин, в том числе, с высоковязкой продукцией.
Известна «Глубинно-насосная установка для эксплуатации добывающих скважин» (патент RU 33180, F04В 47/02, 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.
Наиболее близкой по технической сущности и достигаемому результату является «Глубинно-насосная установка для подъема продукции по эксплуатационной колонне скважины» (патент RU 2361115, F04В 47/02, 2009 г.), включающая штанговый насос, содержащий цилиндр, приемный клапан, плунжер с управляемым нагнетательным клапаном, присоединенный к колонне насосных штанг с центраторами, пакер, два перепускных устройства, полый хвостовик с упором, снабженный ниже пакера и выше упора боковыми отверстиями.
Недостатками установки являются:
- низкие надежность и долговечность работы установки, поскольку при работе установки возникают переменные нагрузки на хвостовик, которые изгибают его, создают осевые и радиальные перемещения и снижают работоспособность пакера, перепускного устройства и штангового насоса;
- низкий коэффициент наполнения штангового насоса, поскольку возникают большие гидравлические сопротивления во всасывающем клапане, особенно, при откачке высоковязкой продукции;
- усложнена конструкция установки из-за наличия двух перепускных устройств.
Целью создания полезной модели является повышение надежности и долговечности работы глубинно-насосной установки за счет повышения работоспособности пакера, перепускного устройства и штангового насоса, а также упрощение конструкции установки, за счет сокращения количества перепускных устройств.
Указанная цель достигается глубинно-насосной установкой, включающей штанговый насос, содержащий цилиндр, приемный клапан, плунжер с управляемым нагнетательным клапаном, присоединенный к колонне насосных штанг с центраторами, соединенной с полированным штоком, полый хвостовик с упором, пакером и перепускным устройством, содержащим цилиндр с боковыми каналами и полый поршень.
Новым является то, что глубинно-насосная установка снабжена дополнительными центраторами, установленными в верхней части цилиндра штангового насоса и на полом хвостовике, а также упором-центратором, выполненным с максимально допустимым диаметром, установленным на нижнем конце полого хвостовика, полированный шток выполнен длиной большей, чем суммарная длина возможного осевого перемещения плунжера в цилиндре насоса и полого поршня в цилиндре перепускного устройства, при этом приемный клапан выполнен широкопроходным.
На фиг.1 схематично показан общий вид глубинно-насосной установки, на фиг.2 - то же, при ее спуске-подъеме в скважине, на фиг.3 - то же при глушении скважины.
Глубинно-насосная установка (см. фиг.1) включает штанговый насос!, состоящий из цилиндра 2 с центратором 3 в верхней части, приемного клапана 4, плунжера 5 с управляемым нагнетательным клапаном 6, присоединенного к колонне насосных штанг 7 с центраторами 8, соединенной с полированным штоком 9. Ниже штангового насоса 1 расположен полый хвостовик 10 с центраторами 11, состоящий из верхней 12 и нижней 13 частей. На нижней части 13 хвостовика 10 расположен пакер 14, выполненный в виде самоуплотняющихся манжет 15, а на нижнем конце хвостовика 10 расположен упор-центратор 16, выполненный с максимально допустимым диаметром. Ниже пакера 14 и выше упора-центратора 16 хвостовик снабжен боковыми отверстиями 17 и 18. На хвостовике 10 расположено перепускное устройство 19, выполненное в виде цилиндра 20, соединенного с нижней частью 13 хвостовика 10, с боковыми каналами 21 (см. фиг.2), сообщающимися с внутренней полостью 23 хвостовика 10, и полого поршня 22, соединенного с верхней частью 12 хвостовика 10. Полый поршень22 выполнен с возможностью ограниченного осевого перемещения вниз относительно цилиндра 20 (см. фиг.1). Ограниченность осевого перемещения полого поршня 22 может быть достигнута сужениями 24 и 25, выполненными на концах цилиндра 20.
Глубинно-насосная установка работает следующим образом. Глубинно-насосную установку спускают в скважину 26 на колонне насосных штанг 7 (см. фиг.2). При спуске оборудования цилиндр 20, соединенный с нижней частью 13 хвостовика 10, под действием силы тяжести висит на полом поршне 22, соединенным с верхней частью 12 хвостовика 10, при этом полый поршень 22 взаимодействует с сужением 24 цилиндра 20. В таком положении полого поршня 22 относительно цилиндра 20 боковые каналы 21 перепускного устройства 19 открыты, и через них полость 23 хвостовика 10 сообщается с полостью 27 скважины 26, расположенной над пакером 14. Жидкость, находящаяся в скважине 26, перетекает через боковое отверстие 17 хвостовика 10 по его полости 23 и далее через отверстия 21 перепускного устройства 19 в полость 27 скважины 26.
В конце спуска оборудования нижняя часть 13 хвостовика 10 (см. фиг.1) через упор-центратор 16 устанавливается на забое 28 скважины 26. Полый поршень 22, соединенный с верхней частью 12 хвостовика 10, продолжает перемещение относительно цилиндра 20, установленного на нижней части 13 хвостовика 10. и упирается в сужение 25 цилиндра 20. В таком положении полого поршня 22 относительно цилиндра 20 герметично перекрывается сообщение между боковыми каналами 21 цилиндра 20 и внутренней полостью 23 хвостовика 10. При этом полость 27 скважины 26, расположенная над пакером 14, надежно разобщается с полостью 29 скважины 26, расположенной под пакером 14.
После подгонки длины колонны насосных штанг 7 глубинно-насосная установка запускается в работу. Привод (не показан) через полированный шток 9, колонну насосных штанг 7 с центраторами 8 передает плунжеру 5 возвратно-поступательное движение. Продукция скважины поступает в штанговый насос 1 из подпакерной полости 29 скважины 26 через боковые отверстия 17 по полости 23 хвостовика 10 и нагнетается в надпакерную полость 27 скважины 26, по которой осуществляется подъем продукции к устью 30.
Далее циклы работы повторяются.
Центраторы 8 предотвращают взаимное соприкосновение и износ колонны насосных штанг 7 и внутренней поверхности стенок скважины 26.
В плунжере 5 применен управляемый нагнетательный клапан 6, открывающийся в начале движения хода колонны штанг 7 вниз независимо от перепада давления над и под нагнетательным клапаном 6, что достигается жесткой связью запирающего элемента управляемого нагнетательного клапана 6 с колонной насосных штанг 7. При этом попавший в штанговый насос 1 вместе с продукцией газ через открытый управляемый нагнетательный клапан 6 поступает в надпакерную полость 27 скважины 26. Применение плунжера 5 с управляемым нагнетательным клапаном 6 позволяет уменьшить вредное влияние газа на работоспособность и производительность насоса 1. С началом хода колонны насосных штанг 7 вверх нагнетательный клапан 6 закрывается, давление под плунжером 5 снижается, открывается приемный клапан 4, и продукция скважины поступает в насос 1. Выполнение приемного клапана 4 широкопроходным (например, тарельчатым) снижает гидравлическое сопротивление на входе продукции скважины в цилиндр 2 штангового насоса 1 и повышает коэффициент наполнения штангового насоса 1, а также снижает выделение растворенного газа из продукции скважины при прохождении через приемный клапан 4 и улучшает работоспособность насоса 1.
Оснащение глубинно-насосной установки дополнительными центраторами 3 и 11, установленными в верхней части цилиндра 2 штангового насоса 1 и на полом хвостовике 10, а также выполненного с максимально допустимым диаметром упора-центратора 16 на нижнем конце полого хвостовика 10, уменьшает величину осевых и радиальных перемещений пакера 14, перепускного устройства 19 и штангового насоса 1, возникающих при работе установки в результате изгиба хвостовика 10 и раскачивании штангового насоса 1 под воздействием на них переменных нагрузок от столба жидкости в скважине 26 и движения колонны насосных штанг 7. Кроме того, уменьшается при недостаточно твердом забое 28 погружение хвостовика 10 в скважину 26, которое может привести не только к увеличению мертвого (невытесняемого) объема штангового насоса 1, но и к открытию боковых каналов 21 в цилиндре 20 перепускного устройства 19 и сообщению надпакерной 27 и подпакерной 29 полостей скважины 26.
Перепускное устройство 19 позволяет при спуске (подъеме) оборудования в скважину 26 сообщать ее надпакерную 27 (см. фиг.2) и подпакерную 29 полости для исключения поршневания жидкости пакером 14 и обеспечения слива жидкости в скважину 26 при извлечении оборудования, а также за счет полированного штока 9, выполненного длиной большей, чем суммарная величина возможного осевого перемещения плунжера 5 в цилиндре 2 штангового насоса 1 и полого поршня 22 в цилиндре 20 перепускного устройства 19, произвести без разгерметизации устья 30 глушение скважины 26. Для этого, перемещая полированный шток 9 (см. фиг.3) вверх открывают боковые каналы 21 цилиндра 20 перепускного устройства 19 и сообщают надпакерную 27 и подпакерную 29 полости скважины 26.
Жидкость глушения под давлением подается в надпакерную полость 27 скважины 26 с устья 30, из которой она через боковые каналы 21 цилиндра 20 поступает в полость 23 хвостовика 10, оттуда через боковые отверстия 17 и 18 нижней части 13 хвостовика 10 поступает в подпакерную полость 29, задавливая при этом находившуюся в скважине 26 жидкость в продуктивный пласт 31 и замещая ее жидкостью глушения.
Технико-экономические преимущества предлагаемого решения заключаются в повышении надежности и долговечности работы глубинно-насосной установки за счет повышения работоспособности пакера, перепускного устройства и штангового насоса, а также упрощения конструкции установки за счет сокращения количества перепускных устройств.