ДЛИННОХОДОВАЯ ГЛУБИННО-НАСОСНАЯ УСТАНОВКА Российский патент 1999 года по МПК F04B47/02 

Описание патента на изобретение RU2125185C1

Изобретение относится к технике подъема нефти с забоя скважин.

Известны установки для одновременной эксплуатации двух рядом расположенных нефтяных скважин с приводом поршней глубинных насосов от станка-качалки с помощью свинчивающихся штанг (см. а.с. 1206476, Б.И. N3, 1988; кн. Уразаков К.Р. Эксплуатация наклонно направленных насосных скважин. - М.: Недра, 1993, стр. 160 - 166).

Недостатком аналогов является большая металлоемкость, низкая долговечность свинчиваемых штанг, а также то, что уплотняющий полированный шток-сальник является источником выделения загрязнений окружающей среды.

Известна длинноходовая глубинно-насосная установка с гибким тяговым органом, позволяющая одним приводом эксплуатировать две рядом расположенные нефтяные скважины (см. кн. Храмов Р.А. Длинноходовые насосные установки для добычи нефти. - М.: Недра, 1996, стр. 186 - 188). Наземный привод ее представляет собой раму - тележку, на которой установлена бобина с двумя рядами намотанной гибкой ленты, концы которой через опорные ролики и сальниковые уплотнения опускаются в соседние скважины и соединяются с плунжерами. Два комплекта гибкой ленты намотаны в разные стороны, поэтому при вращении бобины плунжер в одной скважине опускается, а в другой в это время поднимается. Вращение бобины от силового привода обеспечивается с помощью цевочного соединения. Аппарат реверсирования меняет направление вращения привода и бобины и обеспечивает тем самым поочередный подъем жидкости из соседних скважин.

Недостатком прототипа является большая металлоемкость (диаметр бобины составляет 2,5 м), наличие динамических ударов и вибраций наземного привода из-за несовершенства цевочного привода, сложная и ненадежная система уплотнения гибкой ленты на устьях скважин.

Целью настоящего изобретения является уменьшение металлоемкости установки, повышения долговечности тягового органа и всей наземной установки и улучшения экологической обстановки.

Настоящая цель достигается тем, что в качестве тягового органа используется перемещающаяся по двум звездочкам цепь, своими концами соединенная с пригрузами плунжеров глубинных насосов двух соседних скважин, причем звездочки и цепь расположены в герметичном кожухе, соединяющем устья двух соседних скважин. Улучшение экологической обстановки достигается заменой уплотнения полированного штока полной герметизацией устьев соседних скважин. Уменьшение числа циклов (спуск - подъем) существенно повышает долговечность глубинно-насосного оборудования.

На фиг. 1 показана принципиальная схема длинноходовой глубинно-насосной установки, позволяющей одним приводом эксплуатировать две рядом расположенные нефтяные скважины; на фиг. 2 показано расположение наземного оборудования.

Длинноходовая глубинно-насосная установка содержит выполненный в виде цепи тяговый орган 1, расположенный в герметичном и соединяющем устья двух скважин кожухе 2. Концы цепи 1 через звездочки 3 опускаются в соседние скважины (расстояние между скважинами 6 - 8 м) A и B и крепятся к штанговой колонне - утяжелителю 4. Внутренняя полость насосно-компрессорных труб 5 и кожуха 2 представляют собой единую герметичную систему. В нижней части колонны насосно-компрессорных труб 5 возвратно-поступательно перемещается плунжер 6 с нагнетательным клапаном 7. Возвратно-поступательное перемещение плунжеров 6 обеспечивается с помощью звездочки 3 электродвигателем 11 через редуктор 10 и муфты 9 (фиг. 2).

Длинноходовая глубинно-насосная установка работает следующим образом.

Электродвигатель 11 через муфты 9 и редуктор 10 приводит в реверсивно-вращательное движение звездочку 3. Реверс электродвигателя 11 осуществляется сменой фаз питающего напряжения. Звездочка 3 реверсивно-вращательное движение с помощью цепи 1 преобразует в возвратно-поступательное движение плунжеров 6.

При подъеме плунжера 6 в скважине A нагнетательный клапан 7 закрыт и столб жидкости над плунжером 6 поднимается, приемный клапан 8 открывается, и жидкость из пласта и затрубного пространства входит в подплунжерное пространство. В это время аналогичный плунжер 6 в скважине B опускается, его нагнетательный клапан 7 открыт, и жидкость перетекает в надплунжерное пространство. Приемный клапан 8 в скважине B закрыт, создавая замкнутый объем, соединенный через обратный клапан с выкидной линией. При достижении в герметичном кожухе 2 давления выше давления, на которое установлен обратный клапан, жидкость из герметичного кожуха 2 вытесняется в выкидную линию.

При подъеме плунжера 6 в скважине B его нагнетательный клапан 7 закрыт, столб жидкости над плунжером 6 поднимается, вытесняя жидкость из насосно-компрессорных труб 5 через кожух 2 и обратный клапан в выкидную линию. При подъеме плунжера 6 в скважине B плунжер 6 в скважине A опускается при открытом нагнетательном клапане 7, а приемный клапан 8 в скважине A закрыт.

Цепь 1 является гибким звеном, в котором отсутствуют напряжения изгиба, характерные для стальной ленты. По этой причине срок службы цепи в качестве тягового органа будет существенно больше, ибо лента имеет низкую долговечность из-за высокого уровня напряжений изгиба и растяжения, суммирующихся в месте набегания ее на барабан.

Минимальный радиус изгиба цепи с учетом работы звездочки 3 на устье скважины может быть принят в пределах 150 - 200 мм (см. Анурьев В.И. Справочник конструктора-машиностроителя, т. 2. - М.: Машиностроение, 1980), что позволит иметь внешний диаметр корпуса звездочки на устье скважины не более 300 - 400 мм. Кожух 2 представляет собой трубу диаметром 200 - 250 мм общей длиной 5 - 7 метров.

Приведенные данные показывают, что использование предлагаемого изобретения позволит значительно снизить металлоемкость установки, повысить ее долговечность и получить большой экономический эффект.

Герметизация устьев двух соседних скважин позволила исключить сальниковые уплотнения, через которые лента проходит в скважины. Уплотнение оси вращающейся звездочки 3 не представляет труда и выполняется весьма надежно. Это позволяет устранить источники загрязнения окружающей среды, существенно улучшая экологическую обстановку.

Похожие патенты RU2125185C1

название год авторы номер документа
ДЛИННОХОДОВАЯ ГЛУБИННОНАСОСНАЯ УСТАНОВКА 1993
  • Загорский Валерий Куприянович
  • Гриб Виталий Семенович
RU2066790C1
СПОСОБ ПОДЪЕМА ЖИДКОСТИ ИЗ СКВАЖИН 2006
  • Гриб Виталий Семенович
  • Байжева Людмила Витальевна
RU2330936C2
СПОСОБ ПОДЪЕМА ЖИДКОСТИ ИЗ СКВАЖИН 2011
  • Гриб Виталий Семенович
  • Гилаев Гани Гайсинович
  • Байжева Людмила Витальевна
  • Кузнецов Юрий Степанович
  • Матвеев Юрий Геннадиевич
RU2465442C1
СКВАЖИННАЯ ШТАНГОВАЯ НАСОСНАЯ УСТАНОВКА 2022
  • Тахаутдинов Рустем Шафагатович
  • Ахунов Рашит Мусагитович
  • Денисов Юрий Константинович
  • Кочубей Михаил Владимирович
  • Исрафилов Даниль Хамзович
  • Цинк Александр Александрович
RU2779508C1
ДЛИННОХОДОВАЯ ГЛУБИННО-НАСОСНАЯ УСТАНОВКА 2000
  • Бондаренко В.А.
  • Фот А.П.
RU2189498C2
УСТАНОВКА ДЛЯ ПОДЪЕМА ЖИДКОСТИ ИЗ СКВАЖИН 1999
  • Бондаренко В.А.
  • Фот А.П.
RU2150025C1
Установка для подъема жидкости из скважины 1982
  • Гордиенко Михаил Антонович
  • Голощапов Юрий Степанович
  • Каменев Виталий Николаевич
  • Сидоренко Георгий Владимирович
  • Шарманов Анатолий Павлович
SU1084419A1
ГЛУБИННО-НАСОСНАЯ ШТАНГОВАЯ УСТАНОВКА 2001
  • Мищенко И.Т.
  • Попов В.В.
  • Жуков В.В.
  • Богомольный Е.И.
  • Левитский Д.Н.
  • Башмаков А.И.
  • Жуков И.В.
RU2205979C1
УСТАНОВКА ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ 2000
  • Изосимов А.М.
  • Папировский В.Л.
  • Снарев А.И.
RU2182220C2
УСТАНОВКА ДЛЯ ПОДЪЕМА ЖИДКОСТИ ИЗ СКВАЖИНЫ, СПОСОБ ЕЕ РАБОТЫ, СКВАЖИННЫЙ НАСОС И ГИДРОПРИВОД, ВХОДЯЩИЕ В ЕЕ СОСТАВ 1997
  • Храмов Рэм Андреевич[Ru]
  • Корнев Борис Петрович[Ru]
  • Никифоров Сергей Николаевич[Ru]
  • Маркелов Анатолий Григорьевич[Ru]
  • Мельников Олег Иванович[Ru]
  • Зеленин Виктор Ильич[Ru]
  • Круткин Альфред[Se]
  • Фриман Торбьорн[Se]
RU2111343C1

Иллюстрации к изобретению RU 2 125 185 C1

Реферат патента 1999 года ДЛИННОХОДОВАЯ ГЛУБИННО-НАСОСНАЯ УСТАНОВКА

Установка предназначена для подъема нефти с забоя скважин. Тяговый орган установки выполнен в виде цепи, приводимой в возвратно-поступательное движение звездочкой, расположенной внутри герметичного, соединяющего устья двух скважин кожуха. Это позволило осуществить эксплуатацию двух скважин одним приводом, существенно уменьшить энергопотребление и металлоемкость, повысить долговечность тягового органа и улучшить экологическую обстановку. 2 ил.

Формула изобретения RU 2 125 185 C1

Длинноходовая глубинно-насосная установка для одновременной эксплуатации двух рядом расположенных нефтяных скважин, содержащая силовой привод, две колонны насосно-компрессорных труб и два соединенных гибким тяговым органом плунжера, отличающаяся тем, что гибкий тяговый орган выполнен в виде цепи, перемещающейся возвратно-поступательно звездочками, одна из которых соединена с силовым приводом, причем цепь и обе звездочки установлены в герметичном кожухе, соединяющем устья двух соседних скважин.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 1999 года RU2125185C1

Храмов Р.А
Длинноходовые насосные установки для добычи нефти
- М.: Недра, 1996, с.186-188
US 4636145 А, 1987
RU 94004083 А., 1995
RU 2002111 С1, 1993
RU 2052663 С1, 1996.

RU 2 125 185 C1

Авторы

Гриб В.С.

Густов Б.М.

Васильев П.К.

Даты

1999-01-20Публикация

1997-04-10Подача