Изобретение относится к области эксплуатации скважин и предназначено для принудительного подъема жидкости из скважин в тех случаях, когда она не поднимается на поверхность из-за недостатка пластовой энергии или пластового давления. В частности, заявляемое изобретение может быть использовано в нефтяных и водяных скважинах, когда высота подъема пластовых жидкостей не достигает поверхности и требуется их насосная откачка.
Известно устройство [1] для эксплуатации нефтяных скважин штанговыми насосами, представляющее наиболее распространенный способ добычи нефти, охватывающий более 65% действующего фонда скважин. Штанговая насосная установка показана на фиг.1 и состоит из станка-качалки (1), устьевого сальника (2), колонны насосно-компрессорных труб НКТ (3), колонны насосных штанг (4), а также вставного (5) или невставного (6) скважинного насоса поршневого типа.
Данное устройство является аналогом предлагаемого. К его основным недостаткам можно отнести следующие:
1) малая производительность, особенно при большой глубине скважин;
2) ограничения по содержанию механических примесей до 1.3 г/л и свободного газа на приеме насоса не более 10%;
3) необходимость использовать для привода насоса колонну насосных штанг, в динамике они подвергаются значительному износу, поломкам от знакопеременных нагрузок, а также интенсивно изнашивают подъемную колонну труб;
4) система цилиндр - поршень (плунжерная пара) быстро выходит из строя и требует периодической замены;
5) необходимость использования подъемной колонны из насосно-компрессорных труб.
Известны [2] глубинные насосы поршневого типа, приводимые в действие реверсивным механическим приводом от станка-качалки, где используется подвеска поршня на полых штангах без применения насосно-компрессорных труб. Насосный узел показан на фиг.2. Здесь имеется цилиндр насоса (1), оборудованный внизу приемным обратным клапаном (2), поршень (3) жестко соединенный через обратный клапан (4) с колонной полых штанг (5).
Данное устройство по совокупности элементов и принципу работы является наиболее близким аналогом к заявляемому и поэтому принято нами за прототип.
К основным недостаткам прототипа относятся следующие:
1) неуравновешенность давления на поршень при ходе вниз приводит к сжатию и продольному изгибу низа колонны насосных труб;
2) за счет изгибов колонны насосных труб поршень подвергается перекосам, в результате чего имеет место его быстрый износ и возможны поломки;
3) при больших газовых факторах производительность насоса резко падает;
4) попадание песка в рабочую камеру приводит к отказам работы насоса;
5) данная конструкция насосной пары работает только на отбор жидкости и не позволяет осуществлять очистку призабойной зоны в скважине от кольматации, например, за счет переменного гидроимпульсного воздействия;
6) невозможность производить откачку высоковязких нефтей.
Предлагаемое устройство для насосного подъема жидкости из скважин, включающее колонну труб и систему цилиндр - поршень, установленную на нижнем конце колонны и приводимую в действие реверсивным механическим приводом от станка-качалки, имеет конструктивное исполнение, где цилиндр жестко соединен с колонной подъемных труб, между подъемной колонной и цилиндром установлен обратный клапан, разобщающий полость колонны и полость цилиндра, а поршень выполнен с проходным отверстием, сверху перекрытым обратным клапаном, и гидравлически сочленен с камерой замещения, которая выполнена в виде резервуара с боковыми окнами, изнутри или снаружи перекрытыми фильтром, и гидравлически соединяющими полость камеры с полостью скважины, при этом камера замещения нижней частью закреплена в скважине. Объем камеры замещения больше или равен объему цилиндра.
Предлагаемое устройство показано на фиг.3 в разрезе и состоит из колонны подъемных труб (1), цилиндра (2), клапана (3), разделяющего цилиндр от колонны труб, поршня (4), имеющего сверху обратный клапан (5) и соединенного с камерой замещения (6). Камера замещения (6) имеет боковые окна, закрытые фильтром (7). Низ камеры замещения закреплен к забою скважины.
Устройство работает следующим образом. Нефть поступает в скважину через перфорационные отверстия в эксплуатационной обсадной колонне и создает в полости скважины определенный статический уровень. При ходе подъемной колонны (1) вверх в цилиндре (2) создается разряжение и нефть под действием перепада давлений столба жидкости в скважине и разряжения в цилиндре идет через фильтры в камеру замещения (6) и оттуда через поршень (4) в цилиндр (2). При ходе подъемной колонны (1) вниз обратный клапан (5) закрывается, а обратный клапан (3) открывается и нефть вытесняется поршнем (4) из цилиндра (2) в полость колонны. Затем процесс повторяется с периодом полного цикла качания.
Пример реализации заявляемого устройства.
Устройство, показанное на фиг.3, соединяется с колонной НКТ и опускается в скважину под уровень находящегося там столба жидкости. Камера замещения закрепляется к забою скважины или к обсадной колонне, например с помощью якоря. Колонна НКТ или полых штанг подвешивается на станок-качалку, устье скважины герметизируется планшайбой и сальником. Ход поршня в насосной паре подбирается и регулируется по весовым показателям на подвеске. Затем насосная установка запускается в работу.
Для снижения трения и износа поршень насосной пары может быть изготовлен из полимерных и композитных материалов. Фильтр в камере замещения также может быть изготовлен из различных материалов с заданной просветностью.
Основные преимущества заявляемого устройства по сравнению с аналогами и прототипом:
1. Возможность работать при больших газовых факторах и повышенной вязкости нефтей.
2. Исключается износ насосной пары и образование песчаных пробок внутри лифтовой колонны, т.к. фильтр задерживает песок.
3. Упрощается конструкция подземного оборудования.
4. Не ограничивается производительность глубинного насоса.
5. Возможность одновременного гидроимпульсного воздействия на пласт в зоне перфорации для стимулирования притока нефти и очистки дренажных каналов (косые стрелки на фиг.3 показывают направление всасывания и выплеска жидкости из-под поршня в скважину).
6. За счет установки верхнего обратного клапана отсекается влияние гидростатического давления столба жидкости в колонне на поршень и тем самым предотвращается продольный изгиб низа колонны, т.к. она находится в постоянно растянутом состоянии.
Источники информации
1. Нефтепромысловое оборудование. Справочник. М., “Недра”, 1990 г., с.53-88.
2. Муравьев И.М., Базлов М.Н., Жуков А.И., Чернов Б.С. Технология и техника добычи нефти и газа. М., “Недра”, 1971 г., с.389-396.
название | год | авторы | номер документа |
---|---|---|---|
УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПЛАСТОВ В СКВАЖИНАХ МЕТОДОМ ИМПЛОЗИИ | 2000 |
|
RU2233977C2 |
УСТРОЙСТВО ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ С ВНУТРИСКВАЖИННОЙ СЕПАРАЦИЕЙ | 2014 |
|
RU2575856C2 |
Способ привода и устройство скважинного гидропоршневого насосного агрегата | 2015 |
|
RU2646174C2 |
ШТАНГОВАЯ ГЛУБИННО-НАСОСНАЯ УСТАНОВКА | 1995 |
|
RU2100578C1 |
СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ | 2006 |
|
RU2322570C2 |
СПОСОБ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ И ШТАНГОВАЯ УСТАНОВКА ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ | 2017 |
|
RU2673024C1 |
КОМПЕНСАТОР ДИНАМИЧЕСКИХ НАГРУЗОК ШТАНГ | 2005 |
|
RU2372472C2 |
МУЛЬТИПЛИКАТОРНЫЙ СИЛОВОЙ ПРИВОД НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЙ УСТАНОВКИ | 2006 |
|
RU2333387C2 |
СПОСОБ СКВАЖИННОЙ ДОБЫЧИ НЕФТИ | 2023 |
|
RU2812819C1 |
УСТРОЙСТВО ДЛЯ ПРЕОБРАЗОВАНИЯ ГАЗОЖИДКОСТНОГО ПОТОКА В СКВАЖИНЕ | 1999 |
|
RU2162140C1 |
Устройство предназначено для использования в области эксплуатации скважин для принудительного подъема жидкости из них в тех случаях, когда она не поднимается на поверхность из-за недостатка пластовой энергии или пластового давления. Включает колонну труб и систему цилиндр - поршень, установленную на нижнем конце колонны и приводимую в действие реверсивным механическим приводом от станка-качалки. Цилиндр жестко соединен с колонной подъемных труб. Между подъемной колонной и цилиндром установлен обратный клапан, разобщающий полость колонны и полость цилиндра. Поршень выполнен с проходным отверстием, сверху перекрытым обратным клапаном, и гидравлически сочленен с камерой замещения. Последняя выполнена в виде замкнутого резервуара с боковыми окнами, изнутри или снаружи перекрытыми фильтром и гидравлически соединяющими полость камеры с полостью скважины. Камера замещения нижней частью закреплена в скважине. Объем камеры замещения больше или равен объему цилиндра. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.
МУРАВЬЕВ И.М | |||
и др | |||
Технология и техника добычи нефти и газа | |||
- М.: Недра, 1971, с.389-392, рис.166 | |||
Скважинный штанговый насос | 1987 |
|
SU1432265A1 |
Скважинный штанговый насос | 1987 |
|
SU1439282A1 |
US 5836389 C1, 17.11.1998 | |||
Устройство для очистки сточных вод | 1981 |
|
SU998384A1 |
DE 4307330 A1, 15.09.1994. |
Авторы
Даты
2004-06-10—Публикация
2000-04-11—Подача