Патент на изобретение №2186949
|
||||||||||||||||||||||||||
(54) СПОСОБ ДОБЫЧИ ЖИДКОСТИ И ГАЗА ИЗ СКВАЖИНЫ И ШТАНГОВАЯ НАСОСНАЯ УСТАНОВКА ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
(57) Реферат: Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для эксплуатации скважин с высоким газовым фактором, а также для скважин, где эксплуатацию осуществляют при динамических уровнях на приеме штангового насоса. Обеспечивает увеличение добычи нефти и межремонтного периода на добывающих скважинах. Сущность изобретения: по способу обеспечивают так, чтобы в конце восходящего хода плунжера жидкость из колонны насосно-компрессорных труб начинала поступать во внутреннюю полость цилиндра. При этом в процессе добычи с начала восходящего хода плунжера свободный газ, скапливающийся в межтрубном пространстве скважины, вводят во внутреннюю полость цилиндра для откачивания его совместно с газожидкостной смесью. В конце восходящего хода плунжера для увеличения коэффициента наполнения установки и обеспечения откачивания свободного газа во внутреннюю полость цилиндра под действием давления столба жидкости, находящегося в насосно-компрессорных трубах, из кольцевого пространства вводят отсепарированную жидкость. Ее направляют в это пространство по стенкам насосно-компрессорных труб из восходящего потока жидкости под действием гравитационных сил. При этом отсепарированную жидкость дросселируют для дополнительного выделения из нее газа и постепенного повышения давления во внутренней полости цилиндра. Устройство состоит из цилиндра со всасывающим клапаном, плунжера с нагнетательным клапаном и кожуха. Оно снабжено внутренним фильтром с радиальными отверстиями и продольными каналами и соединенным с ним цилиндром с продольным конусным каналом. Плунжер установлен с возможностью открытия в конце его восходящего хода радиального отверстия цилиндра и продольного конусного канала для сообщения внутренней полости цилиндра с внутренней полостью насосно-компрессорных труб и обеспечения дросселирования отсепарированной жидкости. Плунжер имеет верхнюю клапанную клетку, где размещены защитный клапан, седло, толкатель и пружина. Кожух верхним концом при помощи муфты соединен с насосно-компрессорными трубами, а нижним концом – с цилиндром и наружным фильтром с заглушкой посредством переводников. Тот из них, который соединен с наружным фильтром, соединен также и с клапанной клеткой, где размещены всасывающий клапан и седло. 2 с.п. ф-лы,3 ил. Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для эксплуатации скважин с высоким газовым фактором, а также для скважин, где эксплуатацию осуществляют при динамических уровнях на приеме штангового насоса. Известен глубинный насос для скважин, дающих продукцию с большим содержанием газа, состоящий из двух ступеней нагнетания, выполненных в цилиндре со всасывающим клапаном за счет применения плунжера, оборудованного полым штоком с радиальными отверстиями и имеющего два нагнетательных клапана: один – в нижней части, другой – в верхней части, причем полый шток плунжера проходит внутрь глубинного насоса через сальниковое уплотнение пары: металл – металл (1). Недостаток глубинного насоса заключается в следующем: при низких динамических уровнях насос не может откачивать свободный газ из межтрубного пространства скважины без присутствия жидкости. Это связано с тем, что в насосе есть вредное пространство, заключенное между нагнетательным клапаном плунжера в его крайнем нижнем положении и всасывающим клапаном. Кроме этого, в процессе эксплуатации под воздействием многих факторов нарушается герметичность всасывающего клапана, и когда плунжер в цилиндре совершает движение вниз, часть жидкости выдавливается обратно в скважину, в результате подача насоса уменьшается. Если насос вместо жидкости будет откачивать свободный газ, его утечки через клапанную пару будут во много раз выше, так как вязкость газа во много раз меньше, чем у жидкости. Известен глубинный насос с неподвижным цилиндром и плунжером специальной конструкции (2). В плунжере отсутствуют стандартные клапаны с седлом и шариком. Плунжер состоит из двух – пяти втулок соответствующего диаметра. Между втулками устанавливается по одному желобчатому направляющему ниппелю. Все направляющие ниппели надеты на шток, соединенный с колонной насосных штанг. Диаметр направляющих ниппелей несколько меньше диаметра втулок. Ниппели на концах имеют наружные фаски, а втулки – соответствующие внутренние фаски. Длина штока между двумя последовательными направляющими ниппелями несколько больше длины втулки. Кроме того, втулка имеет продольный зазор между двумя последовательными направляющими ниппелями, что обеспечивает беспрепятственное прохождение жидкости через втулку во время половины цикла откачки. При восходящем ходе трение втулки о внутреннюю поверхность цилиндра глубинного насоса обуславливает перемещение ее вниз к нижней направляющей. При нисходящем ходе трение втулки в цилиндре вызывает относительное перемещение ее вверх. Недостаток глубинного насоса заключается в следующем: при динамических уровнях на приеме насоса и невысоких давлениях газа в межтрубном пространстве насос не всегда может откачивать свободный газ, так как в насосе есть вредное пространство, кроме этого, в процессе эксплуатации появляются утечки через всасывающий клапан, в результате при нисходящем ходе на площадь торцов втулок плунжера действует высокий перепад давления, за счет чего они плотно прижимаются к ниппелям, поэтому их перемещение вверх от силы трения не происходит до тех пор, пока суммарная сила от величины давления сжатого газа под плунжером и сила от трения втулок в цилиндре не превысит силу, действующую сверху на торцы втулок от столба жидкости в насосно-компрессорных трубах. Известен способ эксплуатации скважины (3). Способ включает спуск в скважину подъемной колонны труб с фильтром и хвостовиком переменного сечения по глубине, разгрузку части веса подъемной колонны с опорой хвостовика на забой скважины, при этом породы в продуктивном пласте разуплотняют, кроме этого, скважину оборудуют глубинным насосом и запускают в работу, причем в качестве глубинного насоса используют штанговый плунжерный насос, выполненный таким образом, что в крайнем верхнем положении плунжера его надплунжерная часть гидравлически сообщена с подплунжерной частью, а после запуска скважины в работу переодически с частотой 1-2 раза в месяц перекрывают выкидную линию скважины на устье на время, соответствующее 30-40 тысячам ходов плунжера и до повышения дебита скважины, в дальнейшем, при снижении дебита скважины ниже допустимого, перекрытие выкидной линии повторяют чаще, при этом степень разгрузки веса подъемной колонны на забой скважины изменяют. Недостатки способа эксплуатации скважины в следующем: 1. При низких динамических уровнях в полости цилиндра наcoca в конце восходящего хода, когда подплунжерная часть сообщается с надплунжерной, создаются большие динамические ударные нагрузки, передающиеся на подвеску штанг, насосно-компрессорные трубы, станок-качалку и клапаны насоса, в результате снижается ресурс работы этого оборудования, а в отдельных случаях может произойти их разрушение. 2. При динамических уровнях на приеме насоса уменьшается коэффициент его наполнения, это связано с тем, что в подплунжерную часть насоса в конце восходящего хода из над плунжерной части поступает неотсепарированная жидкость, а так как она входит в область пониженного давления, из нее в первую очередь будет прорываться газ, в результате чего при ходе плунжера вверх от нижней точки из жидкости, которая остается во вредном пространстве, выделяется газ, занимая определенный объем в цилиндре. Таким образом, в каждом цикле откачки количество поступаемой жидкости из межтрубного пространства в насос будет уменьшаться на величину этого объема. Техническая задача – увеличение добычи нефти и межремонтного периода на добывающих скважинах. Техническая задача выполняется следующим образом. На добывающих скважинах для увеличения текущей добычи нефти динамический уровень снижают до приема штанговой насосной установки, и в таком положении производят откачку газожидкостной смеси, поступающей из продуктивного пласта, и свободного газа, скапливающегося в межтрубном пространстве, при этом газожидкостную смесь и свободный газ вводят во внутреннюю полость ее цилиндра с начала восходящего хода плунжера, а в конце восходящего хода плунжера для увеличения коэффициента наполнения установки и обеспечения откачивания свободного газа во внутреннюю полость цилиндра под действием давления столба жидкости, находящегося в насосно-компрессорных трубах, из кольцевого пространства вводят отсепарированную жидкость, которую направляют в него по стенкам насосно-компрессорных труб из восходящего потока жидкости под действием гравитационных сил, при этом отсепарированную жидкость дросселируют для дополнительного выделения из нее газа и постепенного повышения давления во внутренней полости цилиндра, при этом штанговая насосная установка отличается тем, что она снабжена внутренним фильтром с радиальными отверстиями и продольными каналами, и соединенным с ним цилиндром с продольным конусным каналом, а плунжер установлен с возможностью открытия в конце восходящего хода радиального отверстия цилиндра и продольного конусного канала для сообщения внутренней полости цилиндра с внутренней полостью насосно-компрессорных труб и обеспечения дросселирования отсепарированной жидкости, также плунжер имеет верхнюю клапанную клетку, где размещены защитный клапан, седло, толкатель и пружина, при этом кожух верхним концом при помощи муфты соединен с насосно-компрессорными трубами, а нижним концом – с цилиндром и наружным фильтром с заглушкой посредством переводников, а тот из них, который соединен с наружным фильтром, соединен также и с клапанной клеткой, где размещены всасывающий клапан и седло. На фиг. 1-3 изображена штанговая насосная установка в разрезе – общий вид. Штанговая насосная установка состоит из кожуха 10, где размещены, образуя гидравлическую связь в виде кольцевого пространства 6, внутренний фильтр 4 с радиальными отверстиями 3 и продольными каналами 2 и соединенный с ним цилиндр 9, имеющий всасывающий клапан 23, радиальное отверстие 15, продольный конусный канал 16 и плунжер 14, установленный с возможностью открытия и перекрытия этих каналов, по которым внутренняя полость 21 цилиндра 9 через кольцевое пространство 6 сообщается с внутренней полостью насосно-компрессорных труб, при этом плужер 14 снабжен нижней клапанной клеткой 17 с нагнетательным клапаном 18 и седлом 19 фиксируемым переводником 20, и верхней клапанной клеткой 8, где размещены защитный клапан 12, седло 13, толкатель 11 и пружина 7, при этом верхняя клапанная клетка 8 соединена с насосной штангой 5, а кожух 10 верхним концом при помощи муфты 1 соединен с насосно-компрессорными трубами, а нижним – посредством переводников 25 и 26 с цилиндром 9 и наружным фильтром 27 с заглушкой 28, при этом переводник 26, который соединен с наружным фильтром 27, также соединен с клапанной клеткой 22, где размещены всасывающий клапан 23 и седло 24. Способ добычи жидкости и газа из скважины с помощью штанговой насосной установки осуществляется следующим образом. При подземном ремонте на насосно-компрессорных трубах в скважину на заданную глубину спускают штанговую насосную установку в собранном виде, как это показано на прилагаемых чертежах фиг.1, 2 и 3. Откачка газожидкостной смеси, поступающей из пласта и свободного газа, скапливающегося в межтрубном пространстве и нагнетание их на земную поверхность осуществляется в следующей последовательности. При ходе штанг 5 и, следовательно, плунжера 14 вверх защитный клапан 12 и нагнетательный клапан 18 закрываются под действием собственного веса, пружины 7 и давления столба жидкости, действующего на них сверху, и под плунжером 14 в цилиндре 9 создается разряжение, в результате чего из межтрубного пространства через наружный фильтр 27, переводник 26, седло 24 и клапанную клетку 22, приподнимая всасывающий клапан 23 в цилиндр 9, начинают поступать газожидкостная смесь и свободный газ, одновременно из цилиндра 9 в колонну насосно-компрессорных труб вытесняется газожидкостная смесь, находящаяся выше плунжера 14. Подъем смеси сопровождается ростом свободного газа (за счет расширения и выделения газа) в потоке, поэтому в насосно-компрессорных трубах в зависимости от интенсивности выделения газа на различных глубинах последовательно существует несколько режимов. В нижней части подъемных труб выше штанговой насосной установки режим движения газожидкостной смеси обычно бывает пузырьковый или пробковый, при этих режимах по стенкам труб движется жидкостный слой, часть которого постепенно за счет гравитационных сил стекает вниз и затем попадает в кольцевое пространство 6 через продольные каналы 2 внутреннего фильтра 4, при этом газ, который находится в кольцевом пространстве 6, через радиальные отверстия 3 вытесняется во внутреннюю полость внутреннего фильтра 4, откуда уносится восходящим потоком жидкости. Таким образом, в кольцевом пространстве 6 накапливается отсепарированная жидкость. В конце восходящего хода, когда нижний торец плунжера 14 в цилиндре 9 входит в контакт с продольным конусным каналом 16, образуется щель, через которую во внутреннюю полость 21 цилиндра 9 из кольцевого пространства 6 начинает поступать отсепарированная жидкость под действием давления столба жидкости, присутствующего в насосно-компрессорных трубах, причем жидкость, проходя через щель, дросселируется, что способствует дополнительному выделению из нее газа непосредственно во внутренней полости 21 цилиндра 9, при этом отсепарированная жидкость стремится занять нижнее положение в нем, а газ – соответственно верхнее. В дальнейшем по мере движения плунжера 14 вверх вдоль продольного конусного канала 16 площадь проходного сечения щели постепенно увеличивается, благодаря чему во внутренней полости 21 цилиндра 9 постепенно повышается давление до величины давления столба жидкости, действующего на нагнетательный клапан 18 сверху, при этом свободный газ растворяется в верхних слоях газожидкостной смеси, которые обычно состоят из легких фракций. В результате того, что при каждом цикле в конце восходящего хода в цилиндр 9 поступает отсепарированная жидкость, увеличивается коэффициент наполнения насоса, это объясняется тем, что при ходе плунжера 14 вверх из жидкости, которая находится во вредном пространстве, практически не выделяется газ, следовательно увеличивается полезный объем, в который может поступить газожидкостная смесь из межтрубного пространства. При ходе штанг 5 и, следовательно, плунжера 14 вниз постепенно перекрывается продольный конусный канал 16 и соединенное с ним радиальное отверстие 15, при этом вытесняемая жидкость плунжером 14 из цилиндра 9 поступает в кольцевое пространство 6 между цилиндром 9 и кожухом 10. После перекрытия продольного конусного канала 16 и радиального отверстия 15 наружной поверхностью плунжера 14 газожидкостная смесь, приподнимая нагнетательный клапан 18 и защитный клапан 12, через сквозной канал переводника 20, седло 19, нижнюю клапанную клетку 17, полый плунжер 14 и верхнюю клапанную клетку 8, поступает в пространство над плунжером 14. Таким образом, применение способа добычи жидкости и газа из скважины и штанговой насосной установки для его осуществления позволит: – увеличить текущую добычу нефти на скважинах с высоким газовым фактором и на скважинах, где эксплуатацию осуществляют при динамических уровнях на приеме штангового насоса за счет того, что в процессе эксплуатации из межтрубного пространства откачивается свободный газ, что приводит к увеличению депрессии, а следовательно, и притока жидкости из пласта в скважину и за счет того, что откачка продукции производится непрерывно без срывов подач, так как штанговая насосная установка не блокируется газом; – увеличить межремонтный период на скважинах с низким динамическим уровнем за счет того, что в конце восходящего хода из внутренней полости насосно-компрессорных труб и кольцевого пространства в цилиндр насоса поступает поток жидкости, который улучшает работоспособность клапанов насоса в газовой среде; – определять герметичность клапанов насоса без применения приборов. ИСТОЧНИКИ ИНФОРМАЦИИ 1. Н.Д. Дрэготеску. Глубинно-насосная добыча нефти. М., Недра , 1966 г. “Глубинный насос для скважин, дающих продукцию с большим содержанием газа (тип тандем)”, с. 254. 2. Н.Д. Дрэготеску. Глубинно-насосная добыча нефти. М., Недра, 1966 г. ” Глубинный насос фирмы Рейнольдс “, с. 270, 271. 3. Патент RU 2136851 C1, 6 Е 21 В 43/00. “Способ эксплуатации скважины” (прототип). Формула изобретения
РИСУНКИ
|
||||||||||||||||||||||||||
