Способ глубинно-насосной эксплуатации Советский патент 1991 года по МПК E21B43/00 F04B47/00 

1

(21)4490315/03

(22)06.10.88

C46J 30.04.91. Бюл. 16

(71)Всесоюзный нефтяной научно-исследовательский институт по технике безопасности

(72)Б.А,Кирш

(53)622.275.5 (088.8)

(56)Молчанов А.Г. и Чичеров В.Л. Нефтепромысловые «ашины и механизмы. М.- Недра, 1983, с. 55.

Авторское свидетельство СССР V 754038, кл. Е 21 В 17/10, 1973.

Патент США W 4/141 10, кл. Е 21 В 17/10, 166-68, 1987.

(54)СПОСОБ ГЛУБИННО-НАСОСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ

(57)Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к глубинно-насосной эксплуатации глубоких скважин. Цель изобретения - увеличение глубины спуска скважинного

штангового насоса при одновременном снижении гидравлических сопротивлений. Осуществляют подъем продукции скважины по эксплуатационной колонне скважинным штанговым насосом с наземным приводом, центрирование роликовыми центраторами колонны насосных штанг в эксплуатационной колонне, а также подъем продукции скважины по полой колонне насосных штанг, гидрав лически сообщенной с полостью эксплуатационной колонны. Расстояние между роликовыми центраторами определяют по математической ф-ле. При ходе колонны штанг вверх происходит ее растяжение, а при обратном ходе - сжатие. При этом центраторы исключают изгиб колонны в критических расчетных точках, а жидкость с меньшим гидравлическим сопротивлением проходит и по кольцевому пространству и по полым штангам. 6 ил., 1 табл.

(Л С

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к глубинно-насосной эксплуатации глубоких г скважин.

Цель изобретения - увеличение глубины спуска скважинного штангового насоса при одновременном снижении гидравлических сопротивление.

На фнг.1 схематично показано сква- жинное оборудование для осуществления спосооа; на фиг.2 - то же, нижняя часть; на фиг.З - сечение А-А ча фиг.1; на фиг,4 - расчетная схема

штанговой колочны; на фиг.З - схема компоновки центраторов с обычной штанговой колонной; на фиг.6 - схема компоновки центраторов на колонне полых штанг при подъеме нефти по полым штангам.

Способ глубинно-насосной эксплуатации включает подъем продукции скважины по эксплуатационной колонне 1 скважинным штанговым насосом 2 с наземньм приводом 3, центрирование роликовыми центраторами 4 колонны 5 насосных штанг в эксплуатационной

S& Јь & U ЭЭ 30

колонне 1, а также подъем продукции скважины по полой колонне 6 насосных штанг путем гидравлического сообщения полости последней с полостью эксx; xU( Л

1-1

JTH

Q ПА

30

t

dj

35

е Е - модуль упругости материала

штанг, кг/м2; I - момент инерции поперечного

сечения штанг, м , q - вес погонного метра штанг,

кг/м-,20

п - коэффициент запаса прочности ,

расстояние от низа колонны штанг (или от скважинного насоса) до следующего цент- 25 ратора, м;

экспериментально полученная величина, эквивалентная весу утяжеленного низа колонны штанг, U; дебит скважины, м3/сут, плотность продукции скважины, кг/мэ ;

диаметр плунжера скважинного насоса, м;

длина утяжеленного низа, м , внутренний диаметр эксплуатационной полости труб, м; внутренний диаметр колонны полых штанг, м ,

коэффициент гидравлических сопротивлений при движении жидкости между эксплуатационной колонной, утяжеленным низом .или колонной полых штанг соответственно. Эксплуатационная колонна 1 соедина с цилиндром глубинного насоса оборудованного всасывающим кланом 7. В цилиндр входит плунжер 8 нагнетательным клапаном 9. Плунжер соединен с полым переводником 10, теле которого выполнены радиальные верстия 11 для сообщения полости пох штанг 6 с внутренней полостью сплуатационной колонны 1. Полые анги 6 соединяются между собой роковыми центраторами 4 или обычными фтами для компоновки колонны 6 по40

45

SO

55

плуатационной колонны 1, причем расстояние между роликовыми центраторами 4 определяют из следующего соотноше-, ния:

0

5

0

5

0

5

O

5

лых штанг с помощью размерных футо- вок с заданным расчетным интервалом между центраторами.

Центратор 4 имеет три паза под углами 120°, с размещенными в них тремя роликами 12 на осях 13. Оси 13 крепятся шайбами 14 и шплинтами 15. Центратор выполнен полым с отверстием 16 и боковыми сквозными щелями 17 для соединения полости полых штанг 6 с полостью эксплуатационной колонны.

Верхний центратор 4 соединен че. рез полую штангу с переводником 18, имеющим радиальные отверстия 19. Переводник 18 соединяется с обычными насосными штангами 5. Центраторы 20 и 21 устанавливаются в варианте обычной колонны штанг, а центраторы 22 и 23 устанавливаются в варианте подъема нефти только по полым штан- .гам.

Способ осуществляют следующим образом.

При ходе вверх колонны полых штанг, она растягивается в одну линию и ролики 12 не касаются стенок эксплуатационной колонны. При этом столб жидкости над нагнетательным клапаном 9 внутри полых штанг 6 и внутри эксплуатационной колонны 1 начнет подниматься и через устье скважины поступает в линию сбора. При ходе вниз нижняя часть колонны в пределах полых штанг 6 будет сжата, но не потеряет устойчивость за счет ее центрирования, а верхняя 5 - растянута. Причем жидкость, поступающая через нагнетательный клапан 9, будет направляться вверх, как через осевые отверстия 16 полых штанг 6, центраторов 4, так и через радиальные отверстия 11 и 19 в полость между полыми штангами 6 и внутренней поверхностью эксплуатационной колонны 1. Ролики 12 при этом

51645463

будут :ерекатываться на своих осях 13 по внутренней поверхности эксплуатационной колонны 1. Жидкость будет

проходить через центратор по пазам 17, расположенным под углом 120° меду роликами 12. В случае работы в песочных скважинах когда необходимо увеличить скорость подъема жидкости, чтобы предотвратить оседание песка, центраторы 22 и 23 выполняются без радиальных отверстий, а полые штанги продолжаются до устья скважины (фиг. 6).

Пример. Для определения места установки центраторов примем ко- |лонну полых штанг DM 0,048 м. Дебит скважины Q 30 м3/сут, d 0,102 м, d 0,04 м. Модуль упругости Е 2,1 106 кг/см2 2,1« х 1,10 кг/м2 . Момент инерции I 0,05- (0,048 - 0,044) 1,36 к м.

Погонный вес колонны полых штанг вместе с муфтой q 4,45 кг/м (считаем, что вес муфты приблизительно равен весу центратора).

Коэффициент запаса прочности п 1,2. Длина утяжеленного низа для веса 250 кг, L 20 м. Длина полых штанг для веса 250 кг

1 25° 1 4/5

56 м.

После подстановки и решения получим

0+3,14

Л

10

li 36-10 7

4,45 -1,2(56-0)

72Л22

AJsT1

9,6 м,

n L 72,22 9,6 + --Ј,

,4

72 22 20,2 + л|36,8

20,2 м,

32,2

х-

+Ъ

10nq

Е I

-модуль упругости материала штанг, кг/м2;

-момент инерции поперечного сечения штанг,

q - пес погонного метра штанг, кг/м;

+

6

2 М,8

46,8 м.

Оставшаяся длина Ц 56-46,8 9,2 рассчитывается как стержень, нагруженный под действием собственного веса с одним шарнирным и другим свободным концами по формуле

2Е1

где

Iм

2,

тогда Р.

Зл142- 2±1 -10 Z36

86 кг,

вес же длины ,

9,2 4,45 40,9 кг,

что значительно меньше Р , поэтому больше центраторы не ставим. Аналогичным образом можно определить и некоторые другие сочетания параметров колонны глубинно-насосной установки, которые сведены в таблицу.

Формула изобретения

Способ глубинно-насосной эксплуа- тации, включающий подъем продукции скважины по эксплуатационной колонне скважинным штанговым насосом с наземным приводом и центрирование колонны насосных штанг в эксплуатационной ко- лонне, отличающийся тем, что, с целью увеличения глубины спуска скважинного штангового насоса при одновременном снижении гидравлических сопротивлений, подъем продукции сква- жины осуществляют по полой колонне насосных штанг путем гидравлического сообщения полости последней с полостью эксплуатационной колонны, при-

4S

чем расстояние х между центраторами

определяют из следующего соотношения:

о .

V l(di-di)()

,0q - 21P-5kJk

Uq 4,5-IOffl d

1ч

п - коэффициент запаса прочности;

- расстояние от низа колонны штанг (или от скважинного насоса) до следующего центратора, М{

ги - экспериментально полученная величина, эквивалентная весу утяжеленного низа колонны штанг, Н; Q - дебит скважины, м3/сут, И - плотность продукции скважины, кг/м1 , „и - диаметр плунжера скважинного

насоса, м;

LJ - длина утяжеленного низа,м; .HcU- внутренние диаметры эксплуатационной колонны труб и колонны полых штанг соответD

Расчетные данные размещения роликовых иентрлторои в части колонны полых штанг

494056

484067

484040

603090

ственно, м;

Хр - коэффициент гидравлического сопротивления при движении жидкости в кольцевом пространстве между эксплуатаци- онн,ой колонной и утяжеленным низом 1,

Ац - коэффициент гидравлического сопротивления при движении жидкости в кольцевом пространстве между эксплуатационной колонной и полыми штангами.

9,620,232,216,8

919,629,241,215,8

7,615,6243342,6 53, 65,2

10,521,5375270

0Ы

89V5V91

Фиг. 5

Фиг.В