Скважинная насосная установка для добычи битуминозной нефти Российский патент 2020 года по МПК E21B43/00 E21B17/07 F04D13/10 

Изобретение относится нефтегазодобывающей промышлености, в частности к устройствам с устьевым приводом для добычи битуминозной нефти из горизонтальных скважин.

Известна скважинная винтовая насосная установка (патент на ПМ RU № 156935, МПК F04C 2/107, F04B 47/00, опубл. 20.08.2016 в Бюл. № 23), содержащая поверхностный привод, колонну насосно-компрессорных труб с размещенной в ней и связанной с поверхностным приводом колонной насосных штанг, одновинтовой насос, включающий статор и эксцентрично вращающийся винтовой ротор, причем на поверхности ротора вдоль его оси выполнены замкнутые канавки, равномерно распределенные по периметру и длине ротора.

Недостатками данной установки, имеющей компенсатор на штангах, являются узкая область применения из-за отсутствия центраторов штанг, что приводит к невозможности работы в горизонтальных и наклонных скважинах, и невозможность работы скважинах применяющий тепловые методы добычи нефти из-за отсутствия компенсации удлинения штанг.

Известна также скважинная насосная установка (патент RU № 2123137, МПК F04B 47/02, опубл. 10.12.1998 в Бюл. № 34), включающая колонну насосно-компрессорных труб, винтовой насос, колонну штанг, двухступенчатый редуктор с герметичным кожухом, манжетное уплотнение и опорный подшипник, причем шпиндель насоса, закрепленный на колонне штанг, соединен с ведомым зубчатым колесом редуктора, при этом на ведущем валу редуктора размещен подвижный блок шестерен, а на промежуточном валу размещены ведомые зубчатые колеса быстроходной и тихоходной ступеней, установленные с возможностью взаимодействия с одним из зубчатых венцов подвижного блока шестерен.

Недостатками данной установки являются сложность изготовления сборки и спуска в скважину из-за использования для центрирования штанг радиально-упорных подшипников, закрепленных на упорах насосно-компрессорных труб (НКТ), и невозможность работы скважинах применяющий тепловые методы добычи нефти из-за небольшой длины компенсации компенсационной муфты непосредственной близости от насоса.

Наиболее близкой по технической сущности является скважинная насосная установка для добычи битуминозной нефти из горизонтальных скважин при термическом методе воздействия на пласт (патент RU № 2595032, МПК E21B 43/00, F04D 13/10, опубл. 20.08.2016 в Бюл. № 23), содержащая колонны насосно-компрессорных труб с пакером в нижней части и штанг, спущенных в наклонный участок ствола скважины, наземный привод для вращения колонны штанг, центробежный насос, спущенный в наклонный участок ствола скважины и содержащий набор ступеней, собранных в цилиндрическом корпусе и состоящих из рабочих колес и неподвижных направляющих аппаратов, колонну труб на приеме центробежного насоса, спущенную в горизонтальный участок ствола скважины и снабженную на конце фильтром с центрирующим фиксатором положения, отличающаяся тем, что центробежный насос соосно соединен с выходным валом маслозаполненного мультипликатора повышения оборотов штанговой колонны, содержащего также входной и промежуточный валы с шестернями и периферийные сквозные каналы для перетока добываемой жидкости, сообщающие полости центробежного насоса и насосно-компрессорных труб, причем шлицевый входной вал мультипликатора выполнен удлиненным, а на нижнем конце колонны штанг установлен колокол с внутренними шлицами, образующий с входным валом мультипликатора телескопическую пару.

Недостатками данной установки являются низкий ресурс работы до ремонта, связанный с компенсацией изменения длины штанг без центрирования за счет шлицевого выходного вала насоса и колокола на нижнем конце колонны штанг, соединяемых телескопически, что приводит при удлинении и сжатии штанг к перекосу телескопического соединения в быстрому выходу из строя шлицов колокола и/или вала, и необходимость постоянного контроля работы насоса из-за высокая вероятность выхода из соединения шлицов колокола и выходного вала при снижении температуры в скважине, что требует вызова специального персонала для спуска и соединения колокола с выходным валом для продолжения работы.

Технической задачей предполагаемого изобретения является создание конструкции скважинной насосной установки для добычи битуминозной нефти, позволяющей увеличить ресурс работы между ремонтами и исключить постоянный контроль за работой насосной установки за счет использования специального дополнительного компенсатора изменения длины штанг, соединяемые вал и колокол которого снабжены центраторами и соединены с «запасом» продольного хода без разъединения при тепловых удлинении и сжатии колонны штанг по длине.

Техническая задача решается скважинной насосной установкой для добычи битуминозной нефти, включающей колонну насосно-компрессорных труб с насосом, состоящим из корпуса и ротора с выходным валом, и штангами, спущенную в ствол скважины для добычи нефти, наземный привод для вращения штанг, хвостовик с фильтром на приеме насоса, спущенного в горизонтальный участок ствола скважины, причем для вращения выходного вала с ротором шлицевой вал соединен с колоколом, оснащенным внутренними шлицами, с возможностью ограниченного продольного перемещения и образованием телескопической пары.

Новым является то, что что телескопическая пара шлицевым валом или колоколом жестко соединена с удлиненным выходным валом, колокол снабжен центратором, а выходной вал – центратором с упором, ограничивающим вход выходного вала в колокол, причем длина шлицевого вала и колокола выбраны такими, чтобы компенсировать удлинение или сжатие штанг с запасом при любых возможных изменениях температуры внутри ствола скважины, при этом шлицевой вал на торце от выпадения снабжен упором, предотвращающим выход его из колокола.

Новым является также то, что между корпусом насоса и колонной насосно-компрессорных труб установлен переводник большего диаметра чем диаметр колонны насосно-компрессорных труб, а длиной – большей длины ротора, но меньшей – длины удлиненного выходного вала.

Новым является также то, что центраторы на штангах, колоколе и/или вале установлены с возможностью вращения.

На фиг. 1 изображена схема работы насосной установки.

На фиг. 2 изображен вид А фиг. 1.

На фиг. 3 изображен разрез А-А фиг. 2.

Скважинная насосная установка для добычи битуминозной нефти включает колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) 1 с насосом 2, состоящим из корпуса 3 и ротора (не показан) с выходным валом 4, и штангами 5, спущенными в ствол 6 скважины для добычи нефти, наземный привод (не показан) для вращения штанг 5, хвостовик 7 с фильтром (не показан) на приеме насоса 2, спущенного в горизонтальный участок 8 ствола 6 скважины. Для вращения выходного вала 4 (фиг. 2) с ротором шлицевой вал 9 соединен с колоколом 10, оснащенным внутренними шлицами 11 (фиг. 3) под шлицы 12 вала 9, с возможностью ограниченного продольного перемещения и образованием телескопической пары. Телескопическая пара валом 9 (фиг. 2) или колоколом 10 (не показано) жестко соединена с удлиненным выходным валом 4. Колокол 10 снабжен центратором 13, а вал 9 – центратором 14 с упором 15, ограничивающим вход вала 9 в колокол 10. Длина вала 9 и колокола 10 выбраны такими, чтобы компенсировать удлинение или сжатие штанг 5 с запасом при любых возможных изменениях температуры внутри ствола 6 (фиг. 1) скважины. Шлицевой вал 9 (фиг. 2) на торце снабжен ограничителем 16, предотвращающим выход его из колокола 10.

Так как конструктивные особенности некоторых насосов требуют ввода в корпус 3 ротора под небольшим углом (например, в героторных насосах) между корпусом 3 насоса 2 и колонной НКТ 1 может быть установлен переводник 17. Для эффективной работы переводник 17 должен быть большего диаметра чем диаметр колонны НКТ 1, а длиной – большей длины ротора, но меньшей – длины удлиненного выходного вала 4, для размещения ценраторов 13 (фиг. 2) и 14 в колонне НКТ 1. Для облегчения вращения и снижения трения центраторы 18 (фиг. 1) на штангах 5, центратор 13 (фиг. 2) колокола 10 и/или центратор 14 вала 9 могут быть установлены с возможностью вращения.

Центраторы 18 (фиг. 1) на штангах 5, центратор 13 (фиг. 2) колокола 10 и/или центратор 14 вала 9 могут быть изготовлены любой известной конструкции (например, RU № 2534268, № 2523267, ПМ № 135707, ПМ № 172682 или т.п.). Авторы на конструкцию центраторов 13, 14 и 18 (фиг. 1) не претендуют. Центратор 13 (фиг. 2) колокола 10 может быть установлен на колоколе 10 или с торца (не показано), противоположного шлицевому валу 9. Авторы не претендуют на размещение центратора 13.

В качестве насоса 2 могут применяться электроцентробежные, винтовые, героторные и т.п. насосы – авторы на них не претендуют.

Конструктивные элементы и технологические соединения, не влияющие на работоспособность насосной установки, на фиг. 1 – 3 не показаны или показаны условно.

Скважинная насосная установка работает следующим образом.

К корпусу 3 (фиг. 1) со стороны приема насоса 2 присоединяют хвостовик 7 с фильтром, а с противоположной стороны присоединяют к колонне НКТ 1. На колонне НКТ 1 (фиг. 1) насос 2 в сборе спускают в ствол 6 скважины до ввода его в горизонтальный участок 8. Штанги 5 снизу оснащают колоколом 10 (фиг. 2) или шлицевым валом 9 (не показан), к которые для образования телескопической пары соединяют до упора 15 соответственно шлицевым валом 9 или колоколом 10 (не показан) с удлинённым выходным валом 4, соединенным жестко с ротором, при этом фиксируют от выхода шлицевого вала 9 из колокола 10 ограничителем 16 (для облегчения установки ограничителя 16 колокол 10 может быть изготовлен сборным – не показано). Собранную конструкцию вставляют в колонну НКТ 1 (фиг. 1) и на штангах 5, которые по длине снабжают центаторами 18, спускают в ствол 6 (фиг. 1) скважины до входа ротора в корпус 3 насоса 2, используя при необходимости переводник 17, который предварительно при необходимости размещают между корпусом 3 и колонной НКТ 1. Ввод ротора в корпус осуществляют вращением штанг 5 с выходным валом 4, прямой промывкой по колонне НКТ 1, сочетанием вращения и промывки и т.д. в зависимости от конструкции применяемого насоса 2 (авторы на это не претендуют). После того как ротор войдет в корпус 3 насоса 2 спуск прекращают, это определяется снижением веса штанг 5, регистрируемым устьевым индикатором веса (не показан). Для снижения напряжения сжатия на штангах 5 их приподнимают на определённое расстояние (для месторождений Республики Татарстан - это расстояние равно 0,2 – 0,5 м – чем менее глубокая скважина, тем это расстояние меньше). Устье ствола 6 скважины оборудуют устьевой арматурой (не показана), а штанги 5 соединяют с устьевым приводом (не показан). Запускают в работу устьевой привод, который приводит во вращение штанги 5 с телескопической парой (шлицевой вал 9 – колокол 10 – фиг. 2), которая благодаря шлицам 12 (фиг. 3) и 11 соответственно передает вращение выходному валу 4 и ротору. Ротор, вращаясь в корпусе 3 (фиг. 1) насоса 2, жидкость из горизонтального участка 7 ствола 6 скважины перекачивает колонну НКТ 1 и далее на поверхность. При этом центраторы 18, 13 (фиг. 2), 14 уменьшают величину радиального биения и облегчают вращение штанг 5 (фиг. 1). Так как при добыче битуминозной нефти применяют в основном термические технологии добычи, то во время работы температура в стволе 6 скважины будет меняться (в добывающих скважинах на Ашальчинском месторождении Республики Татарстан от 30 °С до 150 °С). При этом при увеличении температуры штанги 5 удлиняются, а при снижении – сжимаются, это компенсируется в телескопической паре: шлицевой вал 9 (фиг. 2) – колокол 10, так как они изготавливаются длиной, компенсирующей любое удлинение или сжатие штанг 5 (фиг. 1), а разъединиться им не дает ограничитель 16 (фиг. 2), исключая несанкционированное отсоединение телескопической пары. Использование удлинённого выходного вала 4 (больше длины ротора) снижает вибрационную нагрузку от насоса 2 на шлицы 12 (фиг. 3) и 11 соответственно шлицевого вала 9 и колокола 10 и, как следствие удлиняют срок их службы примерно 10 – 15 %.

Предлагаемая скважинная насосная установка для добычи битуминозной нефти позволяет увеличить ресурс работы между ремонтами и исключить постоянный контроль за работой насосной установки за счет использования специального дополнительного компенсатора изменения длины штанг в виде телескопической пары, соединяемые вал и колокол которой снабжены центраторами и соединены с «запасом» продольного хода без разъединения при тепловых удлинении и сжатии колонны штанг по длине благодаря упору.

Изобретение относится нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устройствам с устьевым приводом для добычи битуминозной нефти из горизонтальных скважин. Скважинная насосная установка для добычи битуминозной нефти содержит колонну насосно-компрессорных труб с насосом, состоящим из корпуса и ротора с выходным валом больше длины ротора. Штанги, спущенные в ствол скважины для добычи нефти. Наземный привод для вращения штанг, хвостовик с фильтром на приеме насоса, спущенного в горизонтальный участок ствола скважины. Для вращения выходного вала с ротором шлицевой вал соединен с колоколом, оснащенным внутренними шлицами, с возможностью ограниченного продольного перемещения и образованием телескопической пары. Телескопическая пара шлицевым валом или колоколом жестко соединена с удлиненным выходным валом, колокол снабжен центратором, а выходной вал - центратором с упором, ограничивающим вход выходного вала в колокол. Длина шлицевого вала и колокола выбраны такими, чтобы компенсировать удлинение или сжатие штанг с запасом при любых возможных изменениях температуры внутри ствола скважины. Шлицевой вал на торце снабжен ограничителем, предотвращающим выход его из колокола. Достигается технический результат - увеличение ресурса работы между ремонтами и возможность исключения постоянного контроля за работой насосной установки. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.

1. Скважинная насосная установка для добычи битуминозной нефти, включающая колонну насосно-компрессорных труб с насосом, состоящим из корпуса и ротора с выходным валом, и штангами, спущенными в ствол скважины для добычи нефти, наземный привод для вращения штанг, хвостовик с фильтром на приеме насоса, спущенного в горизонтальный участок ствола скважины, причем для вращения выходного вала с ротором шлицевой вал соединен с колоколом, оснащенным внутренними шлицами, с возможностью ограниченного продольного перемещения и образованием телескопической пары, отличающаяся тем, что телескопическая пара шлицевым валом или колоколом жестко соединена с удлиненным выходным валом - больше длины ротора, колокол снабжен центратором, а выходной вал - центратором с упором, ограничивающим вход выходного вала в колокол, причем длина шлицевого вала и колокола выбраны такими, чтобы компенсировать удлинение или сжатие штанг с запасом при любых возможных изменениях температуры внутри ствола скважины, при этом шлицевой вал на торце снабжен ограничителем, предотвращающим выход его из колокола.

2. Скважинная насосная установка по п. 1, отличающаяся тем, что между корпусом насоса и колонной насосно-компрессорных труб установлен переводник большего диаметра, чем диаметр колонны насосно-компрессорных труб, а длиной, большей длины ротора, но меньшей длины удлиненного выходного вала.

3. Скважинная насосная установка по одному из пп. 1 или 2, отличающаяся тем, что центраторы на штангах, колоколе и/или вале установлены с возможностью вращения.