СПОСОБ ПОДЪЕМА ГАЗОЖИДКОСТНОЙ СМЕСИ СКВАЖИН И ГЛУБИННО-НАСОСНАЯ УСТАНОВКА ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ Российский патент 1997 года по МПК E21B43/00 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Также может быть использовано в добыче других видов жидкостей в разных отраслях народного хозяйства.

Известен способ подъема жидкости из скважин путем свабирования по колонне насосно-компрессорных труб при помощи сваба (плунжера), поднимаемого на троссе, приводимого в возвратно -поступательное движение передвижным подъемным устройством (Справочник мастера по добыче нефти, ГНТИНиГТЛ, Баку, 1952, с 34).

Недостатками этого способа и используемого устройства являются:
отсутствие стационарных автоматизированных устройств;
неконцентричность подъемных насосно -компрессорных труб;
быстрый износ глубинно-насосного оборудования;
резкие изменения нагрузок на оборудование и малая их производительность.

Наиболее близким техническим решением является способ подъема жидкости из скважин штанговым глубинным насосом, заключающийся в откачке предварительно дегазированной жидкости у его приема, состоящим из корпуса, плунжера, всасывающего и нагнетательных клапанов, колонн насосно-компрессорных труб и штанг.

Недостатками этого способа и используемого глубинно-насосного устройства являются:
невозможность более полного использования для подъема жидкости подъемной силы газа;
уменьшение полезного объема камеры всасывания из-за влияния утечек жидкости через плунжер и нагнетательные клапаны, объема вредного пространства, газа, изменений физико-структурных свойств жидкости, деформации труб и штанг;
прерывистость движения жидкости при возвратно-поступательном движении плунжера.

Целью изобретения является увеличение пропускной способности глубинно-насосных установок и снижение затрат на добычу нефти.

Поставленная цель достигается тем, что на заданной глубине в подъемной колонне насосно-компрессорных труб устанавливают двухкамерное глубинно -насосное устройство с двумя плунжерами, отделенными друг от друга разделительной перегородкой, при помощи которых при их возвратно-поступательном движении в камерах создаются разреженные пространства, способствующие дополнительному выделению из поступающей скважинной продукции газа. При ходе вверх создается разреженное пространство под верхним плунжером и в полом штоке, соединяющем верхнюю камеру с нижней и с нижним подплунжерным пространством, из нижней камеры газожидкостную смесь отжимают с заданной скоростью через сопло эжекторного устройства, находящегося в нижнем полом штоке, при этом в полом штоке образуется разреженное пространство, которое усиливают всасывающим воздействием верхнего плунжера, что сопровождается открытием нижнего нагнетательного клапана, дополнительным разгазированием жидкости в подплунжерном пространстве нижнего плунжера и усилением потока жидкости через полый шток, резким увеличением ее объема, сопровождающимся увеличением напора и открытием нагнетательного клапана на верхнем штоке и созданием газлифтного эффекта, который усиливается при ходе плунжеров вниз как за счет пропуска по полому штоку газожидкостной смеси, находящейся в подплунжерном пространстве нижнего плунжера, так и за счет дополнительного выделения газа из жидкости, поступающей в нижнюю камеру, образующегося над этим плунжером. При достаточном газосодержании жидкости образуется непрерывный поток через глубинно -насосное устройство и резко увеличивается его производительность.

Поставленная цель достигается и тем, что на заданных глубинах в хвостовике устанавливают испарительно -эжекторный регулятор, при помощи которого сначала резким расширением его сечения и турбулизацией потока жидкости интенсифицируют выделение газа при входе в эжектор, а далее делят его на два потока с большим и меньшим газосодержанием, поток жидкости с большим газосодержанием пропускают через центральный патрубок эжектора в испарительную камеру, в которой осуществляют дополнительное разгазирование, откуда более легкие компоненты через верхнюю часть разделительной камеры направляют в камеру всасывания, а далее засасывают в инжекционную трубу, в которой создается разрежение вторым потоком жидкости, куда поступают также более тяжелые компоненты дегазированной жидкости из разделительной камеры через нижние ее отверстия. В приемной камере эжектора тяжелые компоненты смешиваются с новыми порциями жидкости, поступающей из хвостовика, турбулизируя ее, способствуют дополнительному выделению газа, и, проходя через сопло эжектора, подхватывают газожидкостную смесь, поступающую из разделительной камеры в камеру всасывания.

Поставленная цель достигается и с помощью глубинно-насосной установки, состоящей из глубинно-насосного устройства и испарительно-эжекторного регулятора, отличающейся тем, что на заданных глубинах в подъемной колонне труб устанавливают глубинно-насосное устройство, включающее две камеры, образованные двумя плунжерами, отделенными друг от друга разделительной перегородкой, сообщающиеся между собой и подъемными колоннами, расположенными выше и ниже устройства, полыми штоками с отверстиями и с обратными клапанами, соединенными друг с другом упорной муфтой; замковое устройство с уплотнителем штока, причем нижняя часть нижнего штока выполняет и роль корпуса эжектора, внутри которого размещено его направляющее сопло, и устанавливают испарительно-эжекторный регулирятор, включающий: корпус, центральный патрубок с боковыми трубчатыми окнами, испарительную камеру с верхним и нижним отверстиями, разделительную камеру, камеру всасывания с отверстиями, приемную камеру, сопла и инжекционную трубку.

Сопоставительный анализ заявленного решения с прототипом показывает, что использование двух плунжерных пар, рабочие полости которых разделены перегородкой, сообщающихся друг с другом, с под и над плунжерными пространствами подъемных насосно -компрессорных труб, исключают не только обратное движение жидкости, которое имеет место в процессе свабирования плунжерами, но создает разрежение в зоне работы плунжеров, интенсифицируя тем самым выделение легких углеводородов в виде свободного газа, расширяя область газлифтного способа подъема нефти (скважинной продукции) из скважин.

Отличие состоит в том, что отсутствие всасывающего клапана под плунжером в насосе и создание зоны разрежения в зоне предлагаемого устройства при помощи последовательно расположенных плунжеров и эжекторного устройства, позволяют резко уменьшить плотность поднимаемой газожидкостной смеси, непрерывно пропускать ее через устройство и резко увеличить ее производительность, устранив тем самым основные негативные факторы, присущие способу эксплуатации скважин при помощи штанговых глубинных насосов.

Отличие состоит также в том, что установкой на заданных глубинах в подъемных насосно-компрессорных трубах (в хвостовике) испарительно-эжекторных устройств возможно регулировать глубину начала выделения газа из скважинной продукции и степень интенсификации его выделения в заданных интервалах этой колонны и тем самым значительно уменьшить энергозатраты на добычу нефти.

Сказанное позволяет сделать вывод, что заявляемые изобретения связаны между собой единым изобретательским замыслом.

Сравнение заявляемых технических решений с прототипом позволило установить их соответствие критерию "новизна".

При изучении других известных решений в данной области техники не были выявлены признаки, отличающие заявляемые изобретения от прототипа, и поэтому обеспечивают заявляемому техническому решению существенные отличия.

На чертеже представлена схема установки скважинного штангового насоса.

Глубинно-насосная установка состоит из насосно-компрессорных труб 1, глубинно-насосного устройства 2, имеющего корпус 3, двух плунжеров 4 и 5, разделительной перегородки 6, полых штоков 7, 8 с обратными клапанами 9, 10, упора 11, замкового устройства 12 с уплотнителем 13, приемного клапана 14 с приемным каналом 15, отверстий 16 и 17 на полых штоках, толкателя 18, эжектора 19, "хвостовика" 20, испарительно -эжекторного регулятора 21, состоящего из центрального патрубка 22 с боковыми трубчатыми окнами 23, испарительной камеры 24, перегородки 25, верхнего отверстия 26, разделительной камеры 27, камеры всасывания 28, нижнего отверстия 29, приемной камеры 30, сопла 31, инжекционной трубы 32 и сливного клапана 33, находящегося в верхней части глубинно-насосного устройства.

Способ подъема осуществляют следующим образом.

Скважинная продукция, поступающая в забой скважины попадает в "хвостовик" 20, где на рациональной глубине устанавливают испарительно-эжекторный регулятор 21, при помощи которого интенсифицируют начало выделения из скважинной продукции свободного газа, образовывая газожидкостную смесь, которую далее, при необходимости усиления разгазирования, пропускают через второй испарительно-эжекторный регулятор.

Интенсификацией выделения свободного газа из скважинной продукции уменьшают ее плотность и увеличивают скорость движения газожидкостной смеси по хвостовику 20 заданного малого диаметра, чем создают газлифтный эффект и расширяют область выноса поступающей в скважину попутной воды. Газожидкостная смесь на заданной высоте, установленной по кривой разгазирования нефти, проходит через глубинно-насосное устройство 2, непрерывность движения в котором обеспечивают двумя плунжерными парами 4 и 5, отделенными друг от друга разделительной перегородкой 6 позволяющими создать зону разрежения при ходе плунжеров 4 и 5 вверх в камере, образованной под верхним плунжером 4, а при ходе вниз в камере, образованной над нижним плунжером 5, причем при ходе вверх разрежение производят также в нижнем полом штоке 8 и под нижним плунжером 5 и усиливают эжектором 19, установленным в этом полом штоке над обратным клапаном 10. Разрежение, созданное в хвостовике 20 под нижним плунжером 5, усиливают при его ходе вверх за счет освобождения разреженного свободного пространства, позволяющего интенсифицировать выделение газа.

Глубинно-насосная установка работает следующим образом. Перед пуском в работу глубинно-насосное устройство 2 находится на заданной глубине в погруженном в скважинную продукцию состоянии при нижнем положении плунжеров 4 и 5. При этом камера, образованная между разделительной перегородкой 6 и нижним плунжером 5, заполнена скважинной жидкостью, которая при ходе плунжеров 4 и 5 вверх вытесняется через сопло эжектора 19, расположенного в полом штоке 8, в верхнюю камеру, образованную между разделительной перегородкой 6 и верхним плунжером 4, что создает разрежение в полом штоке 8 нижнего плунжера 5 и под ним в цилиндре насоса в насосно-компрессорных трубах (в хвостовике 20).

Разрежение усиливается также и за счет верхнего плунжера 4, при ходе которого вверх происходит отсос газожидкостной смеси, выходящей как из сопла эжектора 19, так и из подъемной колонны из-под нижнего плунжера 5 через полые штоки 7 и 8.

При ходе плунжеров 4 и 5 вниз скорость движения скважинной продукции через них усиливается за счет увеличения объема выделявшегося в разреженном пространстве из нефти газа и создания газлифтного режима движения газожидкостной смеси беспрерывно через устройства, а следовательно, и по всей подъемной колонне насосно-компрессорных труб 1 и хвостовик 20.

В случае необходимости уменьшения плотности газожидкостной смеси, поднимающейся по хвостовику, разгазирование скважинной продукции начинают с больших глубин, для чего в хвостовике 20 на заданной глубине (глубинах) устанавливают испарительно -эжекторные регуляторы 21.

При этом скважинная продукция из хвостовика 20, имеющего сравнительно малый диаметр, поступает в испарительно эжекторный регулятор 21 с диаметром, значительно большим диаметра хвостовика 20, где ее делят на два потока. Один поток, состоящий из более легких компонентов, поднимаемых по центральной части хвостовика, направляют в центральный патрубок эжектора 22, из которого он через его боковые трубчатые отверстия 23 выходит в испарительную камеру, где в более разреженном пространстве интенсифицируют выделение газа. Выделившийся газ и часть жидкости через верхние окна 26 поднимаются в верхнюю часть (наружного кольцевого пространства) разделительной камеры 27, далее проходят в камеру всасывания 28. Более тяжелые компоненты жидкости с остаточным свободным газом стекают в низ разделительной камеры 27 и через ее нижние отверстия 29 возвращаются в приемную камеру 30, где смешиваются с новыми порциями скважинной продукции, поступившей из периферийной части хвостовика, образуя второй поток, движущийся через сопло 31 в инжекционную трубу 32 эжектора с большой скоростью, что способствует отсасыванию газожидкостной смеси из камеры всасывания, далее происходит выбрасывание выше в подъемные трубы 1.1

Использование: нефтедобывающая отрасль, в частности установка для подъема газожидкостной смеси скважин. Сущность изобретения: поступившая из пласта скважинная продукция непосредственно поступает в подъемные насосно-компрессорные трубы, опущенные до перфорационных отверстий, или когда башмак подъемной колонны труб находится на заданной высоте от забоя скважины. Поднимающаяся по насосно-компрессорным трубам, по хвостовику скважинная продукция проходит выше зоны начала разгазирования через испарительно -эжекторный регулятор, в котором за счет резкого расширения сечения, разделения более легких и более тяжелых фракций, дополнительного испарения и эжектирования интенсифицируют разгазирование. Это достигается применением двухкамерного глубинно-насосного устройства с двумя плунжерами и разделительной перегородкой. При возвратно -поступательном движении плунжеров в камерах создается разреженное пространство, способствующее дополнительному выделению из поступающей скважинной продукции газа, которое усиливают всасывающим воздействием плунжеров и эжектора, расположенного в полом штоке нижнего плунжера. 2 с. и 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

1. Способ подъема газожидкостной смеси, заключающийся в создании непрерывного потока скважинной продукции через глубинно-насосное устройство как при ходе вверх, так и при ходе плунжеров вниз, отличающийся тем, что на заданной глубине в подъемной колонне насосно-компрессорных труб устанавливают двухкамерное глубинно-насосное устройство с двумя плунжерами, разделенными друг от друга разделительной перегородкой, при помощи которых при их возвратно-поступательном движении в камерах создают разреженные пространства, способствующие дополнительному выделению из поступающей скважинной продукции газа, при ходе вверх образуя разреженное пространство под верхним плунжером и в полом штоке, соединяющим верхнюю камеру с нижней и с нижним подплунжерным пространством, а с нижней камеры газожидкостную смесь отжимают через сопло эжекторного устройства, находящееся в нижнем полом штоке, с заданной скоростью, образуя в полом штоке разреженное пространство, которое усиливают всасывающим воздействием верхнего плунжера, что сопровождается открытием нижнего нагнетательного клапана, дополнительным разгазированием жидкости в подплунжерном пространстве нижнего плунжера и усилением потока газожидкостной смеси через полый шток, резким увеличением ее объема, сопровождающимся увеличением напора и открытием нагнетательного клапана на верхнем штоке и созданием газлифтного эффекта, который усиливается при ходе плунжеров вниз как за счет пропуска по полому штоку газожидкостной смеси, находящейся в подплунжерном пространстве нижнего плунжера, так и дополнительного выделения газа из жидкости, поступающей в нижнюю камеру, образующуюся над этим плунжером, которые при достаточном газосодержании жидкости образуют непрерывный поток через глубинно-насосное устройство, резко увеличивая его производительность. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что на заданных глубинах в хвостовике устанавливают испарительно-эжекторный регулятор, при помощи которого резким расширением его сечения и турбулизацией потока жидкости интенсифицируют выделение газа при входе в эжектор, а далее делят его на два потока с большим и меньшим газосодержанием, поток жидкости с большим газосодержанием пропускают через центральный патрубок эжектора в испарительную камеру, в которой осуществляют дополнительное разгазирование, откуда более легкие компоненты через верхнюю часть разделительной камеры направляют в камеру всасывания, которые далее засасывают в инжекционную трубу, в которой создают разрежение вторым потоком жидкости, куда поступают также более тяжелые компоненты дегазированной жидкости из разделительной камеры через нижние ее отверстия, где в приемной камере эжектора смешиваются с новыми порциями жидкости, поступающие из хвостовика, турбулизируя ее, способствуют дополнительному выделению газа, который, проходя через сопло эжектора, подхватывает газожидкостную смесь, поступающую из разделительной камеры в камеру всасывания. 3. Установка для осуществления способа подъема газожидкостной смеси, состоящая из глубинно-насосного устройства и испарительного эжекторного регулятора, отличающаяся тем, что на заданных глубинах в подъемной колонне труб устанавливают глубинно-насосное устройство, включающее две камеры, образованные между двумя плунжерами разделением интервала их хода друг от друга перегородкой, сообщающихся между собой и подъемными колоннами, расположенными выше и ниже устройства, полыми штоками с отверстиями и с обратными клапанами, соединенными друг с другом упорной муфтой, замкового устройства с уплотнителем штока, причем нижняя часть нижнего штока выполняет и роль корпуса эжектора, внутри которого размещено его направляющее сопло, и испарительно-эжекторного регулятора, включающего корпус, центральный патрубок с боковыми трубчатыми окнами, испарительную камеру с верхним и нижним отверстиями, разделительную камеру, камеру всасывания с отверстиями, приемную камеру, сопла и инжекционную трубку.