Способ фиксирования колонны насосно-компрессорных труб якорем в скважинах, эксплуатируемых штанговым насосом

Изобретение относится к области фиксирования насосно-компрессорных труб (НКТ) в эксплуатационной колонне, эксплуатируемых штанговыми насосными установками. Техническим результатом является упрощение процесса натяжения колонны НКТ за счет механического натяжения и гидравлической или механической установки якоря в скважине. Способ фиксирования колонны насосно-компрессорных труб якорем в скважинах, эксплуатируемых штанговым насосом, включает спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ с насосом и якорем в заданный интервал. Натяжение продольным усилием колонны НКТ с последующей фиксацией в этом положении якорем. Продольное усилие на колонну НКТ создают разгрузкой штанг путем упора плунжера, установленного на колонне штанг, на низ цилиндра штангового насоса.

 

Изобретение относится к области фиксирования насосно-компрессорных труб (НКТ) в эксплуатационной колонне (ЭК), эксплуатируемых штанговыми насосными установками.

Известен якорь гидравлического действия для фиксации насосно-компрессорных труб в скважинах с штанговыми насосами (патент RU № 2743035, МПК Е21В 23/02, опубл. 12.02.2021 Бюл. № 5), содержащий корпус со сквозным продольным каналом и сообщённую с ним гидравлическую камеру с фиксирующими элементами, срабатывающими под действием перепада давлений, причем в качестве фиксирующих элементов используют эластичный элемент надувного пакера или радиальные плашки-поршни, подпружиненные возвратной пружиной, а гидравлическая камера сообщена с полостью НКТ трубкой через канал в верхней части корпуса и изолирована от продольного сквозного канала корпуса.

Этим якорем осуществляют способ фиксации НКТ в процессе работы штангового насоса, создающего перепад давления выше якоря после натяжения НКТ.

Недостатками этого способа является то, что момент взаимодействия плашек якоря со стенками скважины не контролируем, поэтому возможно недостаточное натяжение труб НКТ для обеспечения снижения потерь на удлинения НКТ в процессе работы штангового насоса.

Известен также якорь для насосно-компрессорных труб (патент RU № 2634316, МПК Е21В 23/06, Е21В 33/1295, опубл. 25.10.2017 Бюл. № 30), включающий корпус, конус, плашки, кожух, срезные штифты, причем на конусе имеется паз в виде ласточкина хвоста, вдоль которого выполнены канавки, в канавках размещены подвижно ролики, установленные в обойму, причем плашки своим основанием опираются на ролики.

Этим якорем осуществляют фиксацию НКТ после натяжения давлением.

Наиболее близким является способ заякоривания насосно-компрессорных труб в скважинах, эксплуатируемых штанговыми насосными установками (патент RU № 2681770, МПК Е21В 23/01, F04В 47/02, опубл. 12.03.2019 Бюл. № 8), включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ с якорем в заданный интервал, создание избыточного давления за счет закачки жидкости в колонну НКТ с устья скважины, причем предварительно рассчитывают величину устьевого избыточного давления, определяющего натяжение колонны НКТ при заякоривании, и производят заякоривание созданием расчетного устьевого избыточного давления, такого, чтобы после выхода скважины на установившийся режим эксплуатации результирующая осевая нагрузка, действующая на обсадную колонну со стороны плашек якоря, создаваемая давлением жидкости в межтрубном пространстве и колонне НКТ, а также силой упругости колонны НКТ, принимала минимально возможное значение за весь цикл работы скважинного штангового насоса, включающий ход плунжера вверх и вниз, при этом расчетную величину устьевого избыточного давления определяют по формуле:

где рз - устьевое избыточное давление;

Руст - устьевое давление;

ρсм - плотность газожидкостной смеси в НКТ;

g - ускорение свободного падения;

L - глубина спуска насоса;

Sвнутр - площадь поперечного сечения по внутреннему диаметру НКТ;

pзатр - давление газа в затрубном пространстве;

ρн - плотность нефти в затрубном пространстве;

Ндин - динамический уровень жидкости;

Sвнеш - площадь поперечного сечения по внешнему диаметру НКТ;

ρгл - плотность жидкости глушения.

Недостатками последних патентов является сложность реализации и подготовки так как требуется соблюдение точного соотношения усилия растяжения НКТ и давления установки якоря, при этом узкая область применения из-за невозможности реализации для НКТ диаметром равным 73 мм более и/или с толщиной стенок более 5,5 мм, связанная с ограничением по предельному давлению, которое можно оказывать на НКТ и/или на устьевое оборудование (обычно не более 12 – 15 МПа).

Технической задачей предлагаемого изобретения является создание способа фиксирования колонны насосно-компрессорных труб якорем в скважинах, эксплуатируемых штанговым насосом, позволяющим расширить область применения за счет использования с НКТ диаметром 73 мм и более с толщиной стенки 5,5 мм и более, а также упросить процесс реализации за счет механического натяжения и гидравлической или механической установки якоря в скважине.

Техническая задача решается способом фиксирования колонны насосно-компрессорных труб якорем в скважинах, эксплуатируемых штанговым насосом, включающим спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ с насосом и якорем в заданный интервал, натяжение продольным усилием колонны НКТ с последующей фиксацией в этом положении якорем.

Новым является то, что продольное усилие на колонну НКТ создают разгрузкой штанг, путем упора плунжера, установленного на колонне штанг, на низ цилиндра штангового насоса.

Способ реализуется в следующей последовательности (с примером конкретного осуществления).

В скважину на глубину 1200 м на колонне НКТ диаметром 60 мм толщиной 5,5 мм спустили цилиндр штангового глубинного насоса (ШГН) с якорем (например, патенты RU №№ 2743035, 2634316, 125252 или т.п.) снаружи. После чего в колонну НКТ спустили плунжер на колонне штанг. Колонну штанг использовали составную: 700 м штанги диаметром 22 мм и 500 м диаметром 19 мм. Скважина была заглушена жидкостью с плотностью 1,1 г/см3, поэтому вес колонны штанг с учетом выталкивающей силы составил – 27,587 кН. Плунжер уперли на низ цилиндра, разгрузив вес штанг. Загерметизировав штанги на устье, закачкой жидкости в колонну НКТ давлением 5,0 МПа, осуществили посадку якоря (фиксацию якоря и низа колонны НКТ относительно стенок скважины). В результате этих действий зафиксировали колонну НКТ с натяжением 27,587 кН, независимо от диаметра и толщины труб НКТ, что предотвращает изгибные нагрузки и износ штанг и НКТ. Затем приподняли колонну штанг, соединили ее с устьевым приводом (станок-качалка, цепной привод, гидравлический привод или т.п.) и начали эксплуатацию скважины при помощи ШГН.

Исходя из расчета необходимой нагрузки для предотвращения изгибных нагрузок для колонн штанг и НКТ, эта нагрузка может оказаться меньше суммарного веса колонны штанг. Тогда штанги разгружают на величину необходимой нагрузки, которую контролируют устьевым индикатором вес (УИВ) показания которого рассчитывают по формуле:

,

где РУИВ – показания УИВ после разргузки колонны штанг, кН;

Рш – суммарный вес штанг, кН;

Рн – необходимая нагрузка, кН.

Также способ может быть применён в сочетании с гидравлическим способом при недостаточности усилий, создаваемым колонной штанг.

Способ применим и при использовании якорей механического действия (например, патенты RU №№ 2148147, 2352752, 154947 или т.п.) с посадкой вращением колонны НКТ с последующей герметизацией штанг на устье скважины.

При этом отсутствие необходимости использования специального и/или сложного оборудования для натяжения колонны НКТ и установки (посадки) якоря значительно упрощает процесс реализации способа.

Предлагаемый способ фиксирования колонны насосно-компрессорных труб якорем в скважинах, эксплуатируемых штанговым насосом, позволяет расширить область применения за счет использования с НКТ диаметром 73 мм и более с толщиной стенки 5,5 мм и более, а также упросить процесс реализации за счет механического натяжения и гидравлической или механической установки якоря в скважине.

Способ фиксирования колонны насосно-компрессорных труб якорем в скважинах, эксплуатируемых штанговым насосом, включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ с насосом и якорем в заданный интервал, натяжение продольным усилием колонны НКТ с последующей фиксацией в этом положении якорем, отличающийся тем, что продольное усилие на колонну НКТ создают разгрузкой штанг путем упора плунжера, установленного на колонне штанг, на низ цилиндра штангового насоса.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации добывающих нефтяных скважин с оборудованием для двухлифтовой одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ). Способ включает одновременно-раздельную эксплуатацию двух пластов через одну скважину насосами, размещёнными на двух параллельных колоннах насосно-компрессорных труб с использованием двух канатов, прикрепленных к общей траверсе.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при эксплуатации штанговых скважинных насосных установок с помощью устьевого привода. Предохранительное устройство для каната подвески устьевого привода включает корпус, в который вставлен с возможностью ограниченного продольного перемещения шток, соединенный пружиной с корпусом, и механизм взаимодействия с канатом привода.

Группа изобретений относится к штанговым насосным установкам и управлению ими. Контроллер предназначен для обеспечения работы штанговой насосной установки при определенной скорости работы насоса.

Ограждение головки балансира станка-качалки включает прямоугольную и две треугольные панели, угловые планки с отверстиями, Г-образные пластины с отверстиями. Треугольные панели установлены параллельно друг другу, перпендикулярно прямоугольной панели по её противоположным краям.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к механическому приводу штангового насоса. Представляет собой станок-качалку, включающий раму, шарнирно связанную с ней стойку, балансир, имеющий тело и головку, траверсу, кривошипно-шатунный механизм, редуктор, электродвигатель.

Изобретение относится к области добычи нефти, в частности к установкам скважинных штанговых насосов. Технический результат заключается в обеспечении высокой степени выравнивания неравномерности подачи скважинной штанговой насосной установки в широких диапазонах за счет подбора параметров и последовательного соединения пружин без использования работы сжатия газа заданного объема, в повышении долговечности рабочих элементов.
Изобретение относится к области способов управления работой насоса, пригодного для перекачивания жидкости, такого как погружной канализационный насос, насос для сточных вод или погружной дренажный насос, в частности к способу останова погружного насоса, когда насос работает с захватом воздуха, причем насос функционально соединен с блоком управления.

Изобретение относится к исследованиям в области добычи нефти, в частности к лабораторно-измерительной технике для моделирования процессов работы установок скважинных штанговых насосов, позволяющей фиксировать колебательные процессы в колонне штанг, оценить потребляемую мощность установки и, как следствие, себестоимость добываемой нефти.

Изобретение относится к области гидравлических машин объемного вытеснения, а именно к конструкции скважинных штанговых насосов и может быть использовано в нефтегазовой промышленности, сельском хозяйстве и т.д. для добычи жидких веществ из скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для эксплуатации добывающих скважин малого диаметра штанговыми глубинными насосами. Скважинная насосная установка включает соединенные последовательно с эксплуатационной колонной устьевую арматуру, колонну полых насосных штанг, клапан промывочный, невставной штанговый насос, клапанный механизм, уравнительное механическое устройство, аварийный безопасный разъединитель колонны, муфту-заглушку, хвостовик с заглушкой, выполненный в виде НКТ, верхний соединительный патрубок, гидравлически связывающий вход невставного насоса с клапанным механизмом, нижний соединительный патрубок.

Изобретение относится к способам и устройствам для цементирования стеклопластиковой обсадной трубы в стволе скважины. Техническим результатом является повышение эффективности, качества и надежности цементирования стеклопластиковой обсадной трубы, за счет гарантированной фиксации стеклопластиковой обсадной трубы в скважине, и исключение ее всплытия в процессе цементирования.
Наверх