установка штанговая насосная для добычи нефти при одновременной раздельной эксплуатации одной скважиной двух пластов

Формула изобретения

Установка штанговая насосная для добычи нефти при одновременной раздельной эксплуатации одной скважиной двух пластов, состоящая из устьевой и скважинной частей, в скважинной части содержащая скважинный штанговый насос с кожухом и цилиндром, нижние всасывающий и нагнетательный клапаны, распределительную муфту, имеющую конусную опору, верхние всасывающий и нагнетательный клапаны, установленные сбоку, отличающаяся тем, что устьевая часть установки дополнительно обеспечивает раздельный выход жидкости из двух пластов, а в скважинной части распределительная муфта, соединенная с цилиндром скважинного штангового насоса, содержит верхние всасывающий и нагнетательный клапаны, расположенные по разные стороны от оси друг над другом в одной плоскости, что позволяет уменьшить расстояние между клапанами, образует пространство над плунжером, обеспечивающее прием и выход жидкости из верхнего пласта в колонну насосно-компрессорных труб и в устьевую арматуру раздельно от жидкости нижнего пласта, плунжер скважинного штангового насоса соединен с полой штанговой колонной полым полированным штоком с уплотнением, образуя раздельную линию для выхода жидкости из нижнего пласта через хвостовик, соединенный с пакером, в устьевую арматуру.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к скважинным насосным установкам для раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной. Обеспечивает одновременную раздельную эксплуатацию двух пластов с раздельным замером дебита каждого пласта и раздельного промыслового сбора.

Сущность: установка содержит устьевую и скважинную части и состоит из полой штанговой колонны, узла распределительного с клапанами и уплотнением, скважинного штангового насоса и полых полированных штоков. Установка обеспечивает раздельный подъем и выход скважинной жидкости из двух пластов. Измерение их дебита осуществляется с использованием раздельных выкидных линий.

Известна установка насосная для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов в скважине (Патент RU 2291952, МПК E21B 43/14, опубликован 2007.01.02), содержащая колонну лифтовых труб, колонну штанг, пакер, хвостовик и дифференциальный насос с полым плунжером, при этом всасывающий и нагнетательный клапаны верхней секции насоса установлены сбоку. Под плунжером установлен стержень с возможностью осевого перемещения и принудительного одновременного открытия всасывающего и нагнетательного клапанов нижней секции насоса устройства.

Недостатком известного технического решения является то, что при наличии механических примесей и отложениях парафиносмолистых веществ в проходных частях клапанов возможно несрабатывание принудительного открытия клапанов, а также переход их обратно в рабочее состояние.

Известна конструкция насоса двустороннего действия (Тематический сборник научных трудов, АзНИПИнефть, 1978 г., статья "Создание скважинных штанговых насосов двустороннего действия", стр.3-6), представляющая собой втулочный вертикальный плунжерный насос вставного или невставного исполнения с условным размером 55 мм, с кожухом и цилиндром, нижними всасывающим и нагнетательным клапанами, распределительной муфтой, имеющей конусную опору, верхними всасывающим и нагнетательным клапанами, установленными сбоку, отличительными особенностями которого являются простота конструкции и возможность максимального использования узлов и деталей серийных насосов, расположение нагнетательного клапана в верхней части верхней камеры, исключающее накопление в ней газа, использование стандартных диаметров труб, применяемых при эксплуатации скважин серийными насосами. Недостатком данного насоса является большое расстояние между верхними всасывающим и нагнетательным клапанами, создающее дополнительное вредное пространство, снижающее подачу скважинной жидкости и вызывающее осаждение механических примесей в верхней части насоса, что может привести к заклиниванию плунжера. Использование насоса диаметром 55 мм создает проблемы с размещением боковых клапанов при использовании обсадной колонны диаметром 146 мм.

Задачей предлагаемого изобретения является повышение надежности работы установки при простоте конструкции.

Поставленная задача решается тем, что установка штанговая насосная для добычи нефти при одновременной раздельной эксплуатации одной скважиной двух пластов, состоящая из устьевой и скважинной частей, в скважинной части содержащая скважинный штанговый насос с кожухом и цилиндром, нижние всасывающий и нагнетательный клапаны, распределительную муфту, имеющую конусную опору, верхние всасывающий и нагнетательный клапаны, установленные сбоку, согласно изобретению устьевая часть установки дополнительно обеспечивает раздельный выход жидкости из двух пластов, а в скважинной части распределительная муфта, соединенная с цилиндром скважинного штангового насоса, содержит верхние всасывающий и нагнетательный клапаны, расположенные по разные стороны от оси друг над другом в одной плоскости, что позволяет уменьшить расстояние между клапанами, образует пространство над плунжером, обеспечивающее прием и выход жидкости из верхнего пласта в колонну насосно-компрессорных труб и в устьевую арматуру раздельно от жидкости нижнего пласта, плунжер скважинного штангового насоса соединен с полой штанговой колонной полым полированным штоком с уплотнением, образуя раздельную линию для выхода жидкости из нижнего пласта через хвостовик, соединенный с пакером, в устьевую арматуру.

На чертеже представлена схема установки штанговой насосной для добычи нефти при одновременной раздельной эксплуатации одной скважиной двух пластов с использованием обсадной колонны диаметром от 146 мм.

Установка состоит из устьевой 1 и скважинной 2 частей.

В устьевой части используется серийно изготавливаемая устьевая арматура 3, предназначенная для эксплуатации скважинных штанговых насосов, с измененной конструкцией, обеспечивающей раздельный выход жидкостей из двух пластов. Для разделения жидкостей используется разделительный узел 4 с уплотнением полого полированного устьевого штока.

Скважинная часть установки состоит из полой штанговой колонны 5, муфты распределительной 6 с верхними всасывающим 7 и нагнетательным 8 клапанами, расположенными по разные стороны от оси друг над другом в одной плоскости, конусной опоры 9, уплотнения полого полированного штока 10, скважинного штангового насоса 11 с плунжером 12 с нижними всасывающим 13 и нагнетательным 14 клапанами, расположенного под распределительной муфтой, полого полированного штока 15. Муфта распределительная 6 соединяется в нижней части с цилиндром скважинного штангового насоса 11. Ниже установки устанавливается пакер 16 для разобщения эксплуатируемых пластов - верхнего 17 и нижнего 18. Хвостовик эксплуатационного оборудования соединен с пакером. Для подачи скважинной жидкости на выкидные линии используются раздельные выходы устьевой арматуры: 19 - из нижнего и 20 - из верхнего пласта.

В распределительной муфте установки используются клапаны в стандартном исполнении в корпусах в сборе с возможностью их подбора.

Установка работает следующим образом.

Полая штанговая колонна 5 приводится в возвратно-поступательное движение наземным приводом. При ходе штанговой колонны 5 и плунжера 12 вниз жидкость из верхнего пласта 17 через верхний всасывающий клапан 7 попадает в полость над плунжером скважинного штангового насоса 11. Одновременно жидкость из нижнего пласта 18 через нижний нагнетательный клапан 14, плунжер 12 и полый полированный шток 15 поступает в полую штанговую колонну 5. Уплотнение полого полированного штока 10 препятствует попаданию жидкости в колонну насосно-компрессорных труб. По полой штанговой колонне жидкость попадает в разделительный узел 4 и затем на выход 19 раздельной линии устьевой арматуры 3 скважины.

При ходе штанговой колонны 5 и плунжера 12 вверх жидкость из нижнего пласта 18 через хвостовик поступает в цилиндр скважинного штангового насоса 11, расположенного над пакером 16. При этом жидкость из полости над плунжером через верхний нагнетательный клапан 8 поступает в колонну насосно-компрессорных труб и далее на выход 20 раздельной линии устьевой арматуры 3.

Процесс повторяется циклически в той же последовательности.

Измерение и контроль дебита жидкости скважины осуществляется с помощью АГЗУ типа «Спутник» по раздельным выкидным линиям.

Таким образом, предлагаемая установка позволяет производить добычу скважинной жидкости при одновременной раздельной эксплуатации одной скважиной двух пластов, осуществлять ее раздельный подъем и учет. Конструкция установки исключает осаждение механических примесей в полости над плунжером и уплотнениях полых штоков, что повышает надежность ее работы.