Способ глубинно-насосной эксплуатации

 

СОЮЗ COBETCHHX

РЕСПУБЛИК (51)5 E 21 В 43/ОО, 17/!P

04 В 4 7/00

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

N АВТОРСМОМЪ СВИДЕТЕ(ЪСТВУ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОЧНРЬПИЯМ

ПРИ ГННТ СССР (21) 4490315/03 (22) 06.10.88 (46) 30 04.91. Бюл. И 16 (71) Всесоюзный нефтяной научно-исследовательский институт по технике бе..опасности (12) Б.А.Кирш (53),622.275.5 (088.8) (56) Молчанов А.Г. и Чичеров В.Л.

Нефтепромысловые машины и механизмы.

И. . Недра, 1983, с. 55.

Авторское свидетельство СССР

М - 754038, кл. Е 21 В 17/10, 1978.

Патент СНА Р 4714110, кл .. Е 21 В 17/1P, 166-68, 198 7, (54) CIlACOR ГЛУБИННО-НАСОСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ (57) Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к глубинно-насосной эксплуатации глубоких скважин. Цель изобретения — увеличение глубины спуска скважинного

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к глубинно-насосной эксплуатации глубоких с к в ажип .

Цел ь и з обре те ния — увеличение глубины спуска скважинного штангового насоса при одновременном снижении гидравлических сопротивлений.

На фиг.! схематично показано скважинное оборудование для осуществления способа; на Фиг.2 — то же, нижняя часть; на фиг.3 — сечение А-А на фиг.1; на фиг.4 — расчетная схема, SUÄÄ 1645468 А1 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 голым штаыгам. 6 ил., 1 табл. штанговой кало .ны; на фиг.5 — 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 наземным приводом 3, центрирование роликовыми центраторами 4 колонны 5 насосных штанг в эксплуатационной

1645468 х =х1 +(( ( (-(20 х °

25 ((Л

С

dg ((С(Ив колонне 1, а также подъем продукции скважины по полой колонне 6 насосных штанг путем гидравлического сообщения полости последней с полостью эксгде Š— модуль упругости материала штанг, кг/м ;

I — момент инерции поперечного

4, сечения штанг, м вес погонного метра штанг, кг/м, n — коэффициент запаса прочности расстояние от низа колонны штанг (или от скважинного насоса) до следующего центратора, м; экспериментально полученная величина, эквивалентная весу "утяжеленного низа" колонны штаыг, Н;

30 дебит скважины, м /сут, плотность продукции скважины, кг/м ; диаметр плунжера скважинного насоса, м; длина "утяжеленного низа", м, внутренний диаметр эксплуатационной полости труб, м; внутренний диаметр колонны полых штанг, м, 40 коэффициент гидравлических сопротивлений при движении жидкости между эксплуатационной колонной, утяжеленным низом" или колонной полых

45 штанг соответственно, Эксплуатационная колонна 1 соединена с цилиндром глубинного насоса

2, оборудованного всасывающим клапаном 7. В цилиндр входит плунжер 8 с нагнетательным клапаном 9, Плунжер

8 соединен с полым переводником 10, в теле которого выполнены радиальные — отверстия 11 для сообщения полости по/ лых штанг 6 с внутренней полостью эксплуатационной колонны 1, Полые штанги 6 соединяются между собой роликовыми центраторами 4 кпи обычными муфтами для компоновки колонны 6 поплуатационной колонны 1, причем расстояние между роликовыми центраторами

4 определяют из следующего соотноше-, ния: лых штанг с помощью размерных футовок с заданным расчетным интервалом между центраторами, Центратор 4 имеет три паза под углами 120, с размещенными в них о 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 насосны((и 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 штангам.

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 Ь 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

16454 6à

I + — -- = 56 м.

4,45 чим

° 107 х, = 0+3,14

-О) 72 22

9,6 и, А!56

x = х +((1 -(х;, 55 ра тора, и! будут:ерекат ываться на своих осях

13 по внутренней поверхности эксплуатационной колонны 1. Жидкость будет проходить через центратор по паэам

17, расположенным под углом 120 меж о ду роликами 12. В случае работы в

"песочных" скважинах когда Неп61 ходимо увеличить скорость подъема жидкости, чтобы предотвратить оседание песка, центраторы 22 и 23 выполняются без радиальных отв ерстий, а полые штанги продолжаются до устья скважины (фиг. 6).

Пример. Для определения места установки центраторов примем ко(лонну полых штанг Р„ = 0,048 м, 1eбит скважины Q = 30 м /сут, d(0,102 м, 4о = 0,04 м. Модуль упругости Е = 2,1 s 10 кг/см = 2,1к ((1 10 кг/м . Момент инерции I (о

Э

= 0,05 ° (0,0484 — 0,04 ) = 1,36 х

Ä!0"

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

Коэффициент запаса прочности и

1,2. Длина утяжеленного низа для веса 250 кг, L = 20 м. Длина полых штанг для веса 250 кг

После подстановки и решения полу72 22

x2 = 9,6 + -- -- = 20,2 м, (46,4

72 22 х = 20,2 + -- -- = 32,2 м, (36,8 где Š— модуль упругости материала штанг, кг/м ;

I — момент инерции поперечного сечения штанг, м

q — ((ес погонного метра штанг, кг/и, 72 22 хо = 32,2 + --л — — = 46,8 м., 2 1,8

Останшаяся длина 1 = 56-46,8

9,2 рассчитывается как стержень, нагруженный под действием собстненного веса с одним шарнирным и другим снободным концами по формуле

"Ô6 EI

Г к (/1(1 )2 где (ц = 2, l5 3 14 ° 2 1 10 1 36 10 о д к

86 кг, вес же длины 15 = 9,2 4,45 = 40,9 кг, что значительно меньше РК, поэтому больше центраторы не ставим. Аналогичным образом можно определить и некоторые другие сочетания параметров колонны глубинно-насосной установки, которые сведены и таблицу.

Формула и э о б р е т е н и я

Способ глубинно-насосной эксплуатации, включающий подъем продукции скважины по эксплуатационной колонне скважинным штанговым насосом с наэемным приводом и центрирование колонны насосных штанг в эксплуатационной ко35 лонне, отличающийся тем, что, с целью увеличения глубины спуска скважинного штангового насоса при одновременном снижении гидравлических сопротивлений, подъем продукции сква,!!О жины осуществляют по полой колонне насосных штанг путем гидравлического сообщения полости последней с полостью эксплуатационной колонны, при— чем расстояние х; между центраторами определяют из следующего соотношения:

n — коэффициент запаса прочности; х — расстояние от низа колонны

1-( штанг (или от скважинного насоса) до следующего цент1645468

L4

d< и 4 1С

Расчетные данные ряхиеасиия роликовых иентраторов е игскиер части колонны полых втанг

3няметр насоса, D, ми

Вес утквеленного

Количество

Расгч ланче пт насоса ло центратора, м

Пареметры польгк втлиг иииаиетры

Длина, ((.), м хе к5 ха уч,,„; ими вег (q), кг /м

Момент ннерпин, (1), и

t им за

qual, 1 " кг нентраторов, х<

0„,, 0,„„,. и и

3оп

4О0

fUO

1,36 . IO

4О 56

40 67

4О 9О

50 90

48

48

48

4, 1

20, 2 32,2 46,8

18 6 29,2 41,2 55 8

15,6 24 33 42,6 53,7 65,2

21,5 37 52 70

9,6

7,6 0,5

68

3, 35. ll .

79,8 экспериментально полученная величина, эквивалентная весу "утяжеленного низа" колонны штанг, Н; дебит с кважины, м /t ут, плотность продукции скважины, кг/мВ, диаметр плунжера скважинного насоса, м; длина "утяжеленного низа",м, внутренние диаметры эксплуатационной колонны труб и колонны полых штанг соответственно, м, коэффициент гидравлического сопротивления при движении жид кос ти в к ол ьце вом пр остранстве между эксплуатационной колонной и "утяжеленным низом"; коэффициент гидравлического сопротивления при движении жидкости в кольцевом пространстве между эксплуатационной колонной и полыми штангами, 1645468

1645468

22

Фи а.б

Составитель Н.Борискина

Редактор Ю.Середа Техред М.Дидык Корректор С.Шекмар

Заказ 1330 Тираж 374 Подпис ное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Иосква, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Гроизводственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул. Гагарина, 101