СКВАЖИННЫЙ ШТАНГОВЫЙ НАСОС ДЛЯ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИНЫ ПОСЛЕ ПРОВЕДЕНИЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА И ВОДОИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для освоения добывающих скважин после проведения различных методов обработки призабойной зоны пласта (ОПЗ) с применением кислотных композиций и растворителей, водоизоляционных работ при текущем и капитальном ремонте скважин, а также для восстановления дебита продуктивного пласта после проведения ремонтных работ по отключению части пласта или отдельных горизонтов, загрязненных продуктами герметизации (цементом) и шламом.
В настоящее время для увеличения дебита скважины применяются различные методы обработки призабойной зоны пласта с применением различных кислотных композиций и растворителей.
Но после кислотной обработки призабойной зоны пласта, водоизоляционных работ до спуска в скважину эксплуатационного глубиннонасосного оборудования необходимо произвести очистку призабойной зоны от продуктов реакции кислотной композиции, кольматанта из интервала перфорации и порового пространства. Для этого наиболее широко применяется технология освоения скважин методом свабирования (поршневания), при которой производится отбор жидкости из скважины до получения жидкости с постоянной минерализацией и нейтральным рН фактором.
Сущность этого метода заключается в постепенном снижении уровня жидкости, заполняющей скважину при помощи поршня. Наиболее эффективно освоение скважины свабированием (поршневанием) происходит при высоком притоке пластовой жидкости. При слабом притоке эффективность освоения скважин методом поршневания кратно снижается.
Продолжительность поршневания зависит от величины пластового давления, степени загрязненности скважины, интенсивности работ, а также объема закачанного в продуктивный пласт реагента.
Известен насос-сваб для освоения и стимуляции скважин, состоящий из верхнего цилиндра, нижнего цилиндра, верхнего плунжера, нижнего плунжера, узла всасывающего, сетки-фильтра, нагнетательного клапана верхнего насоса, нагнетательного клапана нижнего насоса, полого соединительного штока меньшего диаметра, чем плунжеры, штанг, сливного клапана, при этом насос-сваб представляет собой единое целое с колонной насосно-компрессорных труб и установлен с возможностью перемещения до интервала перфорации продуктивного пласта, а комплект плунжеров соединен со штангами и размещен с возможностью подъема на 40-50 см с учетом их растяжения для исключения удара насоса-сваба при его ходе вниз о всасывающий узел, причем комплект плунжеров имеет возможность спуска до упора (патент РФ №30831 кл. МПК 7 Е21В 43/00).
Недостатками данного технического решения являются:
- сложность конструкции насоса-сваба;
- отсутствие возможности совмещения операций по ОПЗ и промывки забоя скважины.
Следует отметить так же способы освоения и очистки призабойной зоны пласта с применением насосов.
Например, известен дренажно-депрессионный спаренный штанговый насос, состоящий из двух насосов одного диаметра, соединенных перфорированным патрубком, при этом два насоса одного диаметра образованы из неизношенных частей двух бывших в употреблении штанговых насосов с общей длиной, подобранной в зависимости от дебита скважины, с плунжером, соединенным из двух плунжеров (патент РФ №55049 кл. МПК F04B 47/00).
Недостатком данного технического решения является использование в качестве наземного привода только станка-качалки.
Известен также скважинный штанговый насос, который позволяет при одновременном отборе нефти из пласта производить очистку призабойной зоны пласта. Скважинный штанговый насос содержит цилиндр с всасывающим клапаном и размещенный в цилиндре полый плунжер с нагнетательным клапаном, при этом цилиндр выполнен двухступенчатым под двухступенчато выполненный плунжер, а между стенкой цилиндра ступени с большим диаметром в его нижней части и стенкой плунжера ступени с меньшим диаметром выполнена камера, сообщенная с наружным пространством через сеть радиальных каналов цилиндра ступени с большим диаметром, при этом полость цилиндра ступени с меньшим диаметром в верхней части сообщена с наружным пространством (патент РФ №2136964 кл. МПК Р04В 47/00).
Недостатками данного изобретения являются:
- отсутствие возможности совмещения операций по промывке скважины и ОПЗ без подъема насоса из скважины;
- в качестве привода для скважинного штангового насоса может быть использован только станок-качалка.
Задачей предполагаемой полезной модели является совмещение технологических операций по промывке забоя скважины, проведения обработки призабойной зоны пласта кислотными композициями, освоения скважины после ОПЗ; повышение качества очистки призабойной зоны пласта от продуктов реакции кислот с породами пласта и кольматанта из порового пространства, сокращение времени простоя бригады капитального ремонта скважин во время освоения скважин со слабым притоком.
Технический результат достигается тем, что освоение скважин после проведения кислотных обработок и водоизоляционных работ производится скважинным штанговым насосом, содержащим два соединенных между собой цилиндра, полый плунжер, удлинительные ниппели, соединительные муфты, нагнетательный клапан и извлекаемый приемный клапанный узел. Приемный клапанный узел содержит седло и запорный орган (приемный клапан) в виде усеченного конуса, который оснащен упругоэластичной манжетой, направляющей, центратором, а также ловильной цапфой. При этом сдвоенный цилиндр насоса с присоединенным корпусом приемного узла спускается в скважину на технологических насосно-компрессорных трубах (НКТ) перед ОПЗ, а затем, после проведении ОПЗ, запорный орган приемного узла насоса сбрасывается в скважину, и на насосных штангах спускается полый плунжер с нагнетательным клапаном.
Кроме этого, длина цилиндров выбрана таким образом, что эксплуатация насоса может производиться как подъемным агрегатом, так и наземным приводом (станком-качалкой или цепным приводом). В зависимости от привода длина хода плунжера может изменяться от 1,5 до 6 м.
Предлагаемый скважинный насос представлен на фиг.1.
Скважинный штанговый насос для освоения скважин состоит из двух цилиндров 1, соединенных между собой муфтой 2, удлинительных ниппелей 3, полого плунжера 12 и клапанного узла, включающего в себя корпус 4, в котором установлено седло в форме конуса 5 с запорным органом 6. Клапанная пара 5 и 6 выполняет функцию приемного клапана. Запорный орган 6 выполнен в виде усеченного конуса, при этом, для повышения герметичности клапанной пары конус дополнительно снабжен упруго-эластичным уплотнением 7. С целью более точной посадки клапана запорного органа на седло, а также его центровки относительно оси колонны НКТ, он оснащен направляющей 8 и центратором 9, а для залавливания и извлечения на штоке 10 установлена ловильная цапфа 11. Полый плунжер 12 насоса имеет один нагнетательный клапан, который состоит из седла 14 и конуса 15. Для залавливания и подъема запорного органа насоса низ плунжера оборудован якорным башмаком 13.
Скважинный штанговый насос работает следующим образом.
Для проведения обработки призабойной зоны пласта кислотными композициями или промывки забоя скважины с последующим вызовом притока пластовой жидкости в скважину на технологических НКТ спускается сдвоенный цилиндр скважинного штангового насоса с присоединенным корпусом приемного узла. Глубина спуска насоса зависит от ожидаемого уровня восстановления жидкости в стволе скважины при освоении. Под насос устанавливается хвостовик из технологических НКТ с пером на конце, башмак НКТ устанавливается на подошве продуктивного пласта в зависимости от вида проводимых работ (на фиг. не указаны).
Через внутренние полости технологических НКТ и цилиндра насоса в продуктивный пласт закачивается кислотная композиция, растворитель или водоизолирующий состав. После завершения закачки или промывки забоя скважины в НКТ сбрасывается запорный орган 6, который за счет сил гравитации по внутреннему пространству колонны НКТ опускается до упора в седло 5. После посадки запорного органа в седло на насосных штангах 16 спускается полый плунжер 12 с нагнетательным клапаном, а затем производится подгонка плунжера насоса и осуществляется вызов подачи. При этом устье скважины предварительно жестко обвязывается с желобной системой. При движении плунжера вниз над запорным органом образуется избыточное давление, которое плотно прижимает усеченный конус к седлу клапана, а упруго-эластичное уплотнение исключает утечки жидкости. В это же время из-за создания избыточного давления в полости под полым плунжером и над запорным органом в плунжере открывается нагнетательный клапан и скважинная жидкость через полый цилиндр и насосно-компрессорные трубы поднимается на устье скважины. При движении плунжера насоса вверх нагнетательный клапан закрывается, а движение жидкости вверх в полости цилиндра прекращается, и под плунжером образуется разрежение. Вследствие того, что масса запорного органа 6 кратно превосходит массу приемного клапана стандартного насоса, используемого при добыче, требуется создание определенных условий, т.е. депрессия под плунжером насоса должна значительно превышать давление, создаваемое массой запорного органа. При обеспечении необходимой депрессии происходит резкое открытие приемного клапанного узла, вследствие чего скорость потока жидкости из полости НКТ хвостовика в полость насоса будет выше, чем при работе обычного трубного насоса. Создается кратковременная ударная депрессия на пласт (происходит мгновенное увеличение депрессии), что повышает эффективность очистки призабойной зоны от загрязнений.
3
При дебитах скважины более 20 м/сут в качестве привода насоса применяется подъемный агрегат, который позволяет эксплуатировать насос с максимальной длиной хода плунжера, что соответственно повышает производительность процесса освоения скважины.
В случае слабого притока освоение скважины производится приводом станка-качалки. На время освоения скважины приводом станка-качалки не требуется бригада капитального ремонта. Проведение данной технологии освоения скважин возможно и при проведении обработок пластов с разобщением межтрубного пространства пакером, но непосредственно перед освоением требуется срыв пакера для возможности контроля уровней жидкости в межтрубном пространстве.
После завершения освоения скважины с применением привода насоса от подъемного агрегата или станка-качалки ремонтная бригада с допуском штанг производит залавливание и подъем запорного органа 6 на штангах. После чего осуществляется подъем технологических НКТ и спуск эксплуатационного глубинно-насосного оборудования (ГНО) необходимого типоразмера, выбранного по результатам освоения и кривым восстановления уровней жидкости в скважине.
В результате применения предлагаемого скважинного насоса увеличивается производительность работ при совмещении ОПЗ и освоения скважины, повышается эффективность очистки призабойной зоны пласта и восстановление дебита, сокращаются транспортные и материальные затраты. Основным достоинством насоса является возможность совмещения технологических операций по промывке скважины, закачке химического реагента в пласт и освоению скважины за одну спускоподъемную операцию ГНО.
Промысловые испытания насоса, проведенные на скважине №6798 ЦДНГ-5 НГДУ «Джалильнефть» при освоении скважины после закачки кислотной композиции СНПХ-9030 показали эффективность и надежность работы. Снятые динамограммы работы насоса при освоении свидетельствуют об отсутствии утечек в клапанах, особенно в приемном клапанном узле с уплотнительной манжетой.