Изобретение относится к области добычи нефти, а также может быть использовано для подъема других жидкостей из скважин или иных аналогичных целей.
Известен способ подъема нефти из скважин, использующий штанговые насосы [1]. Этот способ наиболее распространен и охватывает более 65% действующего фонда скважин.
Этот способ принят за аналог. К его основным недостаткам относятся следующие:
1) производительность, лимитированная допустимым числом качаний, ограничена и не регулируется;
2) необходимость штанговой подвески для привода плунжерного насоса;
3) взаимный износ штанговой подвески и подъемной колонны насосно-компрессорных труб (НКТ);
4) ускоренный износ плунжерной пары насоса из-за ударных нагрузок и изгибов штанговой подвески;
5) необходимость станка-качалки на каждой скважине;
6) достаточно большой расход электроэнергии на каждой скважине для привода станка-качалки;
7) невозможность использования в скважинах с большой искривленностью;
8) для замены плунжера насоса требуется подъем рабочих штанг из скважины и их последующий спуск с новым плунжером.
Наиболее близким аналогом изобретения является способ подъема жидкости из скважины, включающий спуск в скважину двойной колонны труб, разобщение межколонного пространства, установку плунжерного насоса на нижнем участке внутренней колонны и закачку в межколонное пространство рабочего агента для привода в движение плунжерного насоса [2].
Наиболее близким аналогом изобретения в части устройства является устройство для подъема жидкости из скважины, состоящее из плунжерной пары, установленной во внутренней колонне, имеющей посадочное гнездо и помещенной с зазором в наружной колонне [2].
Недостатками известного решения являются:
1) ход плунжера рассчитан на всю длину подъемной колонны, что снижает производительность работы подъемной установки. Рабочий цикл по времени состоит из хода плунжера вверх от забоя до устья и опускания плунжера вниз от устья до забоя, на что затрачивается большое время, пропорциональное глубине скважины;
2) в искривленных скважинах применение плунжерного лифта ограничено из-за возможности его заклинивания;
3) при работе плунжерного лифта используется энергия газа, поступающего из пласта или подведенного из затрубья, поэтому способ может применяться в скважинах с высоким газовым фактором или при больших расходах компримированного газа (последнее экономически невыгодно).
Техническим результатом изобретения является снижение расхода рабочего агента, повышение эффективности работы плунжерного насоса и его долговечности, упрощение и удешевление способа добычи в целом.
Необходимый технический результат в части способа заключается в том, что в способе подъема жидкости из скважины, включающем спуск в скважину двойной колонны труб, разобщение межколонного пространства, установку плунжерного насоса на нижнем участке внутренней колонны и закачку в межколонное пространство рабочего агента для привода в движение плунжерного насоса, согласно изобретению плунжерный насос содержит гильзу и входящий в него плунжер, выполненные в виде стаканов с седлами, между которыми образуют кольцевую полость во внутренней колонне, соединенную с межколонным пространством, в которое закачивают рабочий агент под давлением, превышающим гидростатическое давление столба жидкости во внутренней колонне на величину
где ΔР - избыточное давление газа в межколонном пространстве;
Р - давление рабочего агента в межколонном пространстве;
γc - средневзвешенная плотность смеси нефти, газа и воды во внутренней колонне;
Н - глубина погружения плунжерного насоса;
S2 - площадь плунжера снизу;
S1 - площадь плунжера сверху,
затем рабочий агент в межколонном пространстве с заданной периодичностью стравливают, при этом начальное давление восстанавливают. Кроме того, в качестве рабочего агента в межколонное пространство закачивают газ или жидкость с газом.
Технический результат в части устройства достигается тем, что в устройстве для подъема жидкости из скважины, состоящем из плунжерной пары, установленной во внутренней колонне, имеющей посадочное гнездо и помещенной с зазором в наружной колонне, согласно изобретению гильза и плунжер выполнены в виде стаканов с отверстиями на дне, нормально закрытыми шаровыми клапанами, а между седлом плунжера и седлом гильзы имеется зазор, образующий кольцевую полость, через отверстие внутренней колонны соединенную с межколонным пространством.
На фиг. 1 показан общий вид устройства для осуществления способа.
На фиг. 2 – общий вид прерывателя.
На фиг. 3 – вариант одновременной эксплуатации двух объектов в одной скважине.
Устройство состоит из двойной колонны труб: внутренней 1 и наружной 2, помещенных в скважине концентрично. Межколонное пространство внизу разобщено пакером 3 или другим герметичным элементом. В полости внутренней колонны 1 имеется жестко закрепленное кольцо 4 - посадочное место для гильзы 5. Гильза 5 выполнена в форме стакана с отверстием внизу, которое закрывается шаровым клапаном 7, и свободно посажена в конусную расточку на кольцо 4. В гильзу 5 плотно (со скользящей посадкой) входит плунжер 6, выполненный в форме стакана с отверстием на дне, закрытым шаровым клапаном 7.
Устройство работает следующим образом: избыточное давление рабочего агента (газа) заставляет плунжер 6 подниматься вверх, за счет чего совершается акт нагнетания жидкости во внутреннюю колонну 1. В момент стравливания газа из межколонного пространства происходит акт всасывания (заполнения емкости плунжера).
Для замены изношенного плунжера 6 или гильзы плунжера 5 подъема колонн насосно-компрессорных труб 1, 2 не требуется. Замену плунжера осуществляют путем подключения к межтрубному пространству гидроагрегата типа ЦА-400, с помощью которого плунжер выносят потоком воды наверх. Газовый пузырь, идущий впереди, помогает движению плунжера.
Замену гильзы производят также с помощью гидроагрегата, но подключенного к затрубному пространству (между обсадной колонной и наружной колонной лифта). Доставку гильзы и плунжера на место посадки осуществляют путем сбрасывания их внутрь колонны 2 и, если требуется, продавки жидкостью.
Группу скважин подключают к одной компрессорной станции высокого давления, которая обеспечивает поддержание необходимого давления в межколонном пространстве скважин. На каждой скважине имеется отвод, сообщающий межколонное пространство с атмосферой и оборудованный клапаном сброса давления, который работает с заданной (расчетной) частотой и продолжительностью на открывание (фиг.2).
Дополнительные преимущества предлагаемого способа и устройства для его реализации заключаются в следующем:
1) отпадает необходимость иметь индивидуальный силовой агрегат на каждой скважине. Для привода плунжерных насосов будет использоваться один групповой компрессор;
2) расширяется диапазон изменения числа качаний плунжерного насоса, т.е. его производительности;
3) появляется возможность гирляндного расположения плунжерных насосов в подъемной колонне для одновременной эксплуатации нескольких объектов (фиг. 3), но без возможности гидравлического подъема насосов на поверхность. При этом производительность насосов в гирлянде увеличивается снизу-вверх за счет изменения длины гильзы и плунжера;
4) сокращается удельный расход электроэнергии на каждую скважину;
5) при замене плунжера, когда его выгоняют наверх с помощью подключенного гидроагрегата, он выполняет полезную работу по очистке колонны НКТ (лифтовой колонны) от парафиновых отложений.
Экономический эффект от внедрения предлагаемого способа и устройства оценивается ориентировочно в сумме 400-450 тыс. руб. из расчета на одну скважину.
ИСТОЧНИКИ ИНФОРМАЦИИ
1. Бухаленко Е.И. и др., Нефтепромысловое оборудование, справочник, М.: Недра, 1990, с. 25.
2. Муравьев И.М. и др., Эксплуатация нефтяных месторождений, М.-Л.: Гостоптехиздат, 1949, с. 447-477.
название | год | авторы | номер документа |
---|---|---|---|
УСТРОЙСТВО ДЛЯ ПОДЪЕМА ЖИДКОСТИ ИЗ СКВАЖИНЫ НА ПОЗДНИХ СТАДИЯХ РАЗРАБОТКИ | 2006 |
|
RU2308593C1 |
УСТРОЙСТВО ДЛЯ РЕМОНТА НЕФТЯНЫХ И НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН | 2003 |
|
RU2264526C2 |
Способ эксплуатации добывающей скважины | 2019 |
|
RU2713287C1 |
Устройство для формирования структуры газожидкостного потока в скважинах | 2000 |
|
RU2221132C2 |
Способ гидроразрыва пластов в скважинах | 2000 |
|
RU2219335C2 |
СКВАЖИННАЯ ГИДРОНАСОСНАЯ УСТАНОВКА | 1993 |
|
RU2107188C1 |
СПОСОБ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРОДУКТИВНЫЕ ПЛАСТЫ И СТЕНКИ В СКВАЖИНАХ | 2002 |
|
RU2278251C2 |
СПОСОБ ТЕПЛОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ПЛАСТА С ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТЬЮ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ | 2015 |
|
RU2582363C1 |
ШТАНГОВАЯ НАСОСНАЯ УСТАНОВКА С ДВУХЦИЛИНДРОВЫМ НАСОСОМ | 2005 |
|
RU2293216C1 |
СКВАЖИННАЯ НАСОСНАЯ УСТАНОВКА | 2012 |
|
RU2506456C1 |
Изобретение относится к области добычи жидких углеводородов. Обеспечивает снижение расхода рабочего агента, повышение эффективности работы плунжерного насоса и его долговечности, упрощение и удешевление способа в целом. Сущность изобретения: способ включает спуск в скважину двойной колонны труб, установку плунжерного насоса на нижнем участке внутренней колонны и закачку в межколонное пространство рабочего агента для привода в движение плунжерного насоса. При этом в межколонное пространство закачивают рабочий агент под давлением, превышающим гидростатическое давление столба жидкости во внутренней колонне на величину, определяемую по аналитическому выражению. Затем рабочий агент с заданной периодичностью стравливают. Начальную величину давления восстанавливают. Устройство состоит из плунжерной пары, установленной в трубе внутренней колонны. Она имеет посадочное гнездо и помещена с зазором в трубу наружной колонны. Гильза и плунжер выполнены в виде стаканов с отверстиями на дне, нормально закрытыми шаровыми клапанами. Между седлом плунжера и седлом гильзы имеется зазор, образующий кольцевую полость через отверстия внутренней колонны, соединенную с межколонным пространством. 2 с. и 1 з.п. ф-лы, 3 ил.
где ΔP - избыточное давление рабочего агента в межколонном пространстве;
Р - давление рабочего агента в межколонном пространстве;
γс - средневзвешенная плотность смеси нефти, газа и воды во внутренней колонне;
Н - глубина погружения плунжерного насоса;
S2 - площадь кольца плунжера снизу;
S1 - площадь плунжера сверху,
затем рабочий агент в межколонном пространстве с заданной периодичностью стравливают, при этом начальное давление рабочего агента восстанавливают.
МУРАВЬЕВ И.М | |||
и др | |||
Эксплуатация нефтяных месторождений | |||
М.-Л.: Гостоптехиздат, 1949, с | |||
КОПИРОВАЛЬНЫЙ СТАНОК ДЛЯ ДЕРЕВА | 1921 |
|
SU447A1 |
Установка для периодического газлифта | 1990 |
|
SU1765373A1 |
RU 2052081 C1, 10.01.1996 | |||
Способ периодического газлифтного подъема жидкости из скважины в колонну | 1989 |
|
SU1788340A1 |
СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ | 1997 |
|
RU2132454C1 |
US 3520365 A, 14.07.1970. |
Авторы
Даты
2004-01-10—Публикация
1999-10-19—Подача