скважинный винтовой насос с устьевым приводом

Формула изобретения

Скважинный винтовой насос с устьевым приводом, состоящий из статора, соединенного с колонной труб, с установленным внутри ротором, соединенным с хвостовиком, переводника, взаимодействующего с ограничителем хода, и скважинного якоря, причем хвостовик на конце оборудован наконечником, выполненным с возможностью продольного перемещения вверх относительно внутренней поверхности переводника, отличающийся тем, что статор соединен жестко с колонной труб, выполненной с возможностью вращения устьевым приводом, а переводник соосно жестко соединен со скважинным якорем, фиксирующимся относительно стенок скважины, причем хвостовик расположен снизу ротора и снабжен выше наконечника ограничителем хода, который выполнен в виде упора, при этом ротор закреплен в осевом и радиальном направлениях относительно статора.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к винтовым насосам с устьевым приводом, и может быть использовано для подъема жидкостей из скважин.

Известна «Погружная насосная установка» (патент RU №2247264, F04C 2/107, F04B 47/00, опубл. Бюл. №6 от 27.02.2005 г.), содержащая вращательную и лифтовую колонны и винтовой насос, обойма которого закреплена на конце лифтовой колонны и охватывает винт, закрепленный на конце вращательной колонны, при этом винтовой насос дополнительно снабжен конусом с упором и корпусом, с расположенными в нем плашками, выполненными совместно с подпружиненным фрикционным фонарем, охватывающими обойму, причем конус навернут на резьбу, выполненную в верхней части обоймы, стопорный элемент, установленный в крышке корпуса, входит в фигурный паз, выполненный на наружной поверхности обоймы, а крышка корпуса упирается в уступ, имеющийся на поверхности обоймы насоса.

Недостатками установки являются:

во-первых, высокая металлоемкость и сложность спускоподъемных операций из-за обязательного наличия вращательной и лифтовой колонны;

во-вторых, уменьшенное проходное сечение (высокое сопротивление потоку) для подъема скважинной жидкости и невозможность применения в скважинах малого диаметра, так как вращательная колонна расположена внутри лифтовой;

в-третьих, при наличии обводненной нефти (более 80% добываемой нефти в Российской Федерации и 100% - в Татарстане) или высоковязкой нефти происходит образование водонефтяной эмульсии из-за постоянного вращения вращательной колонны, что затрудняет и удорожает процесс последующего обезвоживания нефти и повышает вязкость извлекаемой жидкости, что приводит к дополнительным затратам на подъем жидкости из скважины.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является «Штанговый вставной винтовой насос для добычи нефти» (патент RU №2259501, F04C 2/107, опубл. Бюл. №24 от 27.08.2005 г.), состоящий из статора, соединенного со скважинным якорем, ротора, установленного внутри статора и ограничителя хода штанг, соединенного с колонной насосных штанг, при этом насос снабжен соединенным с корпусом ограничителя хода штанг переводником, на внутренней поверхности которого выполнены продольные шлицевые пазы, а на верхней части хвостовика ограничителя хода штанг - ответные шлицы, причем нижняя часть хвостовика выполнена с переменным сечением для захвата насоса.

Недостатками насоса являются:

во-первых, высокая металлоемкость и сложность спускоподъемных операций из-за обязательного наличия штанг и колонны насосно-компрессорных труб (НКТ);

во-вторых, уменьшенное проходное сечение (высокое сопротивление потоку) для подъема скважинной жидкости и невозможность его применения в скважинах малого диаметра, так как шток расположен внутри колонны НКТ;

в-третьих, при наличии обводненной нефти или высоковязкой нефти происходит образование водонефтяной эмульсии из-за постоянного вращения штока, что затрудняет и удорожает процесс последующего обезвоживания нефти и повышает вязкость извлекаемой жидкости, что приводит к дополнительным затратам на подъем жидкости из скважины.

Технической задачей предлагаемого изобретения является создание простого и дешевого в изготовлении и обслуживании скважинного винтового насоса с устьевым приводом, который выполнен с возможностью использования в скважинах малого диаметра и для добычи высоковязкой нефти, все это должно достигаться благодаря отсутствию вращающихся элементов конструкции в трубах, использующихся для подъема скважинной жидкости.

Техническая задача решается скважинным винтовым насосом с устьевым приводом, состоящим из статора, соединенного с колонной труб, с установленным внутри ротором, соединенным с хвостовиком, переводника, взаимодействующего с ограничителем хода, и скважинного якоря, причем хвостовик на конце оборудован наконечником, выполненным с возможностью продольного перемещения вверх относительно внутренней поверхности переводника.

Новым является то, что статор соединен жестко с колонной труб, выполненной с возможностью вращения устьевым приводом, а переводник соосно жестко соединен со скважинным якорем, фиксирующимся относительно стенок скважины, причем хвостовик расположен снизу ротора и снабжен выше наконечника ограничителем хода, который выполнен в виде упора, при этом ротор закреплен в осевом и радиальном направлениях относительно статора.

На чертеже схематично изображен скважинный винтовой насос, спущенный в скважину с устьевым приводом с частичными разрезами.

Скважинный винтовой насос с устьевым приводом 1 (показан условно) состоит из статора 2, жестко соединенного с колонной труб 3, с установленным внутри ротором 4, соединенным снизу с хвостовиком 5, скважинного якоря 6 и переводника 7. В переводник 7 вставлен установленный на конце хвостовика 5 наконечник 8, выполненный с возможностью продольного перемещения вверх относительно внутренней поверхности 9 переводника 7. Выше наконечника 8 на хвостовике 5 расположен ограничитель хода 10, выполненный в виде упора, взаимодействующего сверху с переводником 7. Колонна труб 3 выполнена с возможностью вращения устьевым приводом 1, а переводник 7 соосно жестко соединен со скважинным якорем 6, фиксирующимся относительно стенок скважины 11. Ротор 4 закреплен фиксаторами 12 и 13 в осевом и радиальном направлениях относительно статора 2.

Скважинный винтовой насос работает следующим образом.

В скважину 11 спускают скважинный якорь 6 с переводником 7 в требуемый интервал (например, ниже продуктивного пласта скважины 11), где скважинный якорь 6 гидравлическим или механическим воздействием фиксируется относительно стенок скважины 11. На практике применяется гидравлический скважинный якорь 6, спускаемый на трубах (не показаны), плашки 14 которого фиксируются в крайнем положении после закрепления скважинного якоря 6 относительно стенок скважины 11. Далее в скважину спускают колонну труб 3 со статором 2 на конце, внутри которого расположен ротор 4. Выпадение и смещение ротора 4 относительно статора 2 предотвращают фиксаторы 12 и 13. При этом центрирование колонны труб 3 со статором 2 относительно стенок скважины 11 может производиться любым известным способом, например пружинными центраторами (не показаны). Спуск продолжают до входа наконечника 8 хвостовика 5 ротора 4 во внутреннюю поверхность 9 переводника 7 и до взаимодействия упора 10 с переводником 7, что фиксируется на устье 3 динамометром (не показан) в виде снижения общего веса колонны труб 3. Наружная поверхность наконечника 8 и внутренняя поверхность 9 переводника 7 выполнены в виде ответных поверхностей (например, в виде шлицевого или шестигранного соединения), что позволяет после взаимодействия этим поверхностям производить только осевое перемещение без проворота относительно друг друга. После чего устье скважины 11 герметично перекрывают, а верхний конец колонны труб 3 соединяют с устьевым приводом 1. Далее под действием устьевого привода 1 начинают вращать колонну труб 3, при этом наконечник 8 хвостовика 5 не позволяет вращаться ротору 4, что приводит к вращению статора 2 относительно ротора 4. В результате скважинный винтовой насос качает скважинную жидкость по колонне труб 3 на устье, где она отводится по трубопроводу 15 (показан условно).

Благодаря тому, что внутри колонны труб 3 нет вращающегося штока сопротивление потоку скважинной жидкости уменьшается за счет увеличения проходного сечения на 15-35% (чем меньше диаметр, тем выше процент) и появляется возможность использования винтовых насосов с устьевым приводом 1 в скважинах малого диаметра (до 48 мм). При этом вращение колонны труб уменьшает сопротивление потоку скважинной жидкости 10-25% (большая эффективность соответствует большей обводненности и вязкости добываемой нефти) при равных проходных сечениях. При этом для ремонта и ревизии статора 2, ротора 4 винтового насоса и колонны труб 3 достаточно одной спускоподъемной операции, что снижает затраты до 55% на обслуживание, при этом скважинный якорь 6 с переводником 7 остаются в скважине 11 в требуемом интервале, исключая необходимость дополнительной привязки при повторных спусках насоса в скважину 11. В результате суммарная эффективность использования предлагаемого скважинного винтового насоса в отличие от аналогичных, использующих вращающийся шток, по сопротивлению потока скважинной жидкости выше до 60%, а затраты на обслуживание - ниже до 55%.

Предлагаемый скважинный винтовой насос может использоваться в скважинах малого диаметра и для добычи высоковязкой нефти, при этом его конструкция простая и дешевая в изготовлении и обслуживании из-за отсутствия вращающихся конструктивных элементов в колонне труб, использующейся для подъема скважинной жидкости.