скважинная гидронасосная установка

Формула изобретения

Скважинная гидронасосная установка с приводом, содержащая погружной агрегат, установленный в подъемных трубах, включающий два цилиндра разных диаметров и два плунжера, связанных полым штоком и установленных в цилиндрах с образованием подплунжерного пространства в полости подъемных труб, всасывающий и нагнетательный клапаны, при этом подъемные трубы установлены в колонне наружных труб с образованием кольцевого пространства, сообщенного с межплунжерной камерой посредством отверстия, выполненного в корпусе агрегата, отличающаяся тем, что надплунжерное пространство, расположенное в полости подъемных труб, выполнено разобщенным от кольцевого пространства, к плунжерам присоединен груз, для выравнивания гидростатического давления в подъемных трубах с гидростатическим давлением в кольцевом пространстве, при этом привод выполнен гидравлическим в виде силового насоса, подключенного к кольцевому пространству.

Описание изобретения к патенту

Предложение относится к технике добычи нефти и может быть использовано на скважинах, эксплуатирующих штанговые и гидропоршневые насосы.

Известна скважинная насосная установка [1], выполненная в виде погружного поршневого насоса, снабженного уравновешивающим грузом, прикрепленным к поршню.

К недостаткам установки относится следующее. Размещение клапанных узлов с одной стороны насоса при ограниченных пределах поперечного габарита эксплуатационной колонны усложняет конструкцию, малые размеры всасывающего клапана отрицательно влияют на коэффициент наполнения насоса. Поршень движется вниз при закрытом нагнетательном клапане, поэтому масса груза должна преодолевать противодавление, создаваемое столбом рабочей жидкости. Большая масса груза увеличивает расходы энергии, потребляемой установкой.

Наиболее близкой по техническому решению к предлагаемой является комбинированная скважинная насосная установка [2], которая состоит из двух насосных агрегатов: штангового насоса, приводимого в действие с помощью штанговой колонны, и спускаемого ниже его на определенную глубину гидроприводного агрегата. Гидроприводной агрегат включает в себя два штанговых насоса разного диаметра, плунжеры которых жестко связаны между собой посредством полого штока. Верхний насос большего диаметра служит приводом для нижнего насоса. На установке выше штангового насоса имеется отверстие, соединяющее полость подъемных труб с затрубным пространством. Благодаря этому отверстию в межплунжерном камере-пространстве, образуемом между двумя плунжерами, давление остается постоянным во время работы и равным давлению гидростатического столба жидкости на уровне подвески гидроагрегата. Гидроприводной насос приводится в действие путем периодического изменения давления в гидроканале - полости труб от гидронасоса до штангового насоса - в соответствии с работой штангового насоса.

Устройство отличается крупными недостатками. Комбинированная скважинная насосная установка имеет низкий коэффициент полезного действия. Это обусловлено тем, что для малодебитных скважин предлагается применять штанговые насосы большого диаметра. Потребляемая установкой энергия зависит от диаметра, глубины спуска и параметров работы штангового насоса, а производительность кратно меньше, чем она соответствовала бы штанговому насосу в обычных условиях эксплуатации. Серьезное отрицательное влияние на работу установки оказывает гидроканал. В зависимости от соотношения диаметров верхнего и нижнего плунжеров теоретическая производительность штангового насоса в 2-4 раза больше таковой нижней насоса. Вследствие этого, даже в случае откачки дегазированной жидкости, степень наполнения штангового насоса составит величину 0,33-0,5. Следовательно, половину или одну треть пути плунжер штангового насоса будет двигаться вниз с закрытым клапаном, а плунжеры гидроагрегата все это время будут оставаться в верхнем положении. Работа установки еще больше осложнится при откачке газированной нефти. Гидроканал является как бы накопителем свободного выделившегося из нефти газа. С увеличением содержания свободного газа в этом канале степень наполнения штангового насоса будет еще больше уменьшаться. Прикидочные расчеты показывают, что содержание 4 - 5% газа в гидроканале при его длине 200 м может полностью блокировать работу установки.

Целью предлагаемой установки является снижение энергетических затрат и увеличение производительности.

Поставленная цель достигается предлагаемой установкой, содержащей погружной агрегат, включающий два цилиндра разных диаметров, два плунжера, связанных полым штоком, всасывающий и нагнетательный клапаны, соединенный с подъемными трубками, помещенными в колонне наружных труб для образования полости, сообщающей поверхностный источник энергии с межплунжерной камерой.

Новым является то, что разобщение полости подъемных труб от кольцевого пространства и соединение межплунжерной камеры с поверхностным источником энергии позволяет отказаться от применения штанговой насосной установки и исключить двухступенчатый подъем пластовой нефти. На установке в качестве рабочей жидкости могут быть использованы дегазированная нефть или вода, а внутри подъемных труб находится поступающая из пласта нефтепродукция. Вследствие этого силы, действующие на верхний плунжер погружного агрегата, оказываются неуравновешенными, что обусловлено разностью гидростатических давлений в кольцевом пространстве и внутри подъемных труб. Применяемый на установке груз имеет назначение уравновесить противодействующие силы и обеспечить самопроизвольное движение плунжеров вниз при стравливании избыточного давления из кольцевого пространства. Элемента с таким функциональным назначением в устройстве - прототипе нет.

Положительный технический результат достигается благодаря значительному снижению массы груза по сравнению с устройством - аналогом и приведению затрат энергии в соответствие с дебитом скважины, в отличие от устройства - прототипа, посредством исключения промежуточного звена в виде штанговой насосной установки. В предложенном устройстве длина хода плунжеров может быть доведена до одного - двух десятков метров, а в устройстве - прототипе она ограничена длиной хода, которую имеет станок - качалка. Установка с большей длиной хода обеспечит более высокую производительность.

На чертеже представлена схема предлагаемой установки.

Установка содержит спущенные в скважину две колонны насосно-компрессорных труб 1 и 2, размещенные концентрично, погружной агрегат, имеющий две пары плунжера с цилиндром различного диаметра 3 и 4, всасывающий 5 и нагнетательный 6 клапаны, коническую опору 7. Плунжеры связаны между собой жестко полым штоком 8, верхний плунжер снабжен ловильной головкой 10 и грузом 9, имеющим назначение выравнять гидростатическое давление внутри подъемных труб с гидростатическим давлением в кольцевом пространстве; замкнутая межплунжерная камера 11, образованная корпусом агрегата 12 и полным штоком 8, соединена с кольцевым пространством 13 через отверстие 14. Кольцевое пространство 13 снизу разобщено от скважины опорой 7 и посадочным узлом 15, а сверху соединено с силовым насосом 16.

В скважину в начале спускают колонну 1 насосно-компрессорных труб большого диаметра с посадочным узлом 15, в нее - колонну 2, снабженную опорой 7 и погружным агрегатом с грузом. Кольцевое пространство 13 заполняется рабочей жидкостью.

Установка работает следующим образом.

В кольцевое пространство 13 подают рабочую жидкость под избыточным давлением, которая передается через отверстие 14 в межплунжерную камеру 11. По достижении достаточного усилия плунжерный узел начинает двигаться вверх, при этом закрывается нагнетательный клапан 6, открывается всасывающий клапан 5 и происходит заполнение подплунжерной полости добываемой жидкостью. Когда плунжерная группа достигает верхнего положения, прекращают подачу рабочей жидкости и соединяют кольцевое пространство 13 через распределитель 17 с баком 18 для рабочей жидкости. После стравливания давления плунжерная группа самопроизвольно перемещается вниз, закрывается всасывающий клапан 5 и открывается нагнетательный клапан 6, при этом рабочая жидкость из межплунжерной камеры вытесняется в кольцевое пространство, а добываемая жидкость из подплунжерной области перемещается в надплунжерную полость. Далее циклы повторяются.

Поскольку объем межплунжерной камеры и дебит скважины известны, то управление работой установки осуществляется регулированием продолжительности нагнетания рабочей жидкости в кольцевое пространство.

Оценка технологической эффективности основана на сравнении действующих сил в предлагаемой установке и установках аналога и прототипа. Приняты следующие исходные условия для расчетов: глубина подвески погружного агрегат H, рабочая жидкость - нефть плотностью _н, , плотность смеси нефти и газа внутри подъемных труб _см= 0,9_н , диаметр насоса d_н = 32 мм, площадь поперечного сечения нижнего плужнера f_плн = 8,05 см², диаметр верхнего плунжера d_в = 55 мм, площадь его поперечного сечения f_плв = 23,7 см², давление на приеме насоса и на устье скважины равно 0,1 мПА. Силы гидравлического трения в трубах и механического плунжера о цилиндр приблизительно равны на всех трех установках, поэтому исключены из уравнений баланса сил.

Давление нагнетания рабочей жидкости в устройстве-аналоге при ходе плунжеров вверх равно

P_ан= 0,9gH_н,

вес груза

G_ан= gH_нf_плн .

Аналогичные параметры предлагаемого устройства

P = 0,45 gH_н, ,

G = 0,1 gH_н(f_плв-f_плн) .

Приведенные формулы показывают значительные преимущества предлагаемого устройства, так, давление нагнетания в два раза ниже, а вес груза в 5 раз меньше, чем в устройстве-аналоге.

В комбинированной скважинной насосной установке, при принятом соотношении диаметров плунжеров, равном 1:3, производительность штангового насоса в 3 раза выше производительности гидроагрегата. Следовательно, ровно во столько же раз снижается КПД, так как гидроагрегат внешней энергии не потребляет. Если обычные штанговые насосные установки работают с КПД, равным 0,3 - 0,35, то техническое решение, принятое в устройстве-прототипе, снижает КПД до величины 0,1 - 0,12. Очевидно, что установка с такими энергетическими показателями вряд ли найдет широкое применение в нефтяной промышленности.

Предлагаемое устройство создает возможность минимизировать непроизводительные потери энергии путем подбора режима откачки в соответствии с дебитом скважины.