Скважинная насосная установка

Установка может быть использована для добычи нефти из скважин. Установка содержит установленный в скважине штанговый насос, насосно-компрессорные трубы и устьевой сальник. Снабжена противофазным устройством, выполненным в виде цилиндра, связанного с нижней частью устьевого сальника, размещенного в полости насосно-компрессорных труб. Поршень связан со штанговой колонной и канатной подвеской. Поршень имеет длину, обеспечивающую постоянное герметичное сопряжение с цилиндром и в случае его обрыва. Диаметры цилиндра и поршня противофазного устройства выполнены равными диаметрам корпуса и плунжера штангового насоса для обеспечения равенства объемов вытесняемой жидкости при рабочих ходах установки. Снижаются энергозатраты на подъем жидкости из скважин и транспортировку нефти до пунктов нефтесбора, снижаются амплитуды нагрузок на штанговую колонну и на станок-качалку, тем самым повышается их надежность и долговечность, увеличивается межремонтный период работы скважин. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобыче и может найти применение в скважинных штанговых насосных установках, предназначенных для подъема нефти из скважин и транспортировки ее до нефтесборных пунктов.

Известны скважинные установки, состоящие из скважинного насоса, штанговой колонны, насосно-компрессорных труб и устьевого сальника (RU 2144624 С1, 20.01.2000).

Недостатком таких установок является то, что полезная работа по подъему жидкости из скважины и транспортировке ее до нефтесборных пунктов происходит в основном при полуцикле движения скважинного насоса вверх, а при полуцикле вниз практически не совершается полезная работа.

При полуцикле «вверх» у известных установок давление на выкиде скважинного насоса достигает максимальных значений, а штанговая колонна и насосно-компрессорные трубы испытывают максимальные нагрузки как от веса столба поднимаемой жидкости, так и от дополнительного напора, необходимого для транспортировки жидкости по трубопроводу до нефтесборных пунктов.

А при полуцикле «вниз» у известных установок производится лишь незначительная доля полезной работы по вытеснению продукции пласта из полости насосно-компрессорных труб в трубопровод. При этом нагрузка в точке подвеса штанговой колонны достигает минимума. В целом за цикл работы установки амплитуда нагрузок (разница между максимумом и минимумом) достигает наибольших величин, что отрицательно отражается на надежности и долговечности оборудования скважин (штанг, труб, станка-качалки с электроприводом).

В известном устройстве не обеспечивается герметичность системы в аварийных случаях, например при поломке и падении ступенчатого штока с штанговой колонной вниз, так как при этом полость насосных труб сообщается с атмосферой и происходит разлив продукции скважины и загрязнение окружающей среды.

Технической задачей, поставленной в настоящем изобретении, является снижение нагрузок на оборудование при полуцикле «вверх» и совершение полезной работы при полуцикле «вниз», при этом сокращаются энергозатраты и повышается надежность установки в целом, предотвращаются потери нефти и загрязнения окружающей среды.

Для достижения этих результатов скважинная насосная установка, содержащая скважинный насос, насосно-компрессорные трубы, штанговую колонну и устьевой сальник, снабжена противофазным устройством, выполненным в виде цилиндра, связанного с нижней частью устьевого сальника, размещенного в полости насосно-компрессорных труб и установленного в нем поршня, связанного со штанговой колонной и канатной подвеской, при этом поршень имеет длину, обеспечивающую постоянное герметичное сопряжение с цилиндром и в случае его обрыва, а диаметры цилиндра и поршня противофазного устройства выполнены равными диаметрам корпуса и плунжера штангового насоса для обеспечения равенства объемов вытесняемой жидкости при рабочих ходах установки.

В случае обрыва поршня в верхней его части у (наиболее нежелательный случай при добыче нефти из скважины) канатной подвески часть поршня, связанная с штанговой колонной, при перемещении вниз не выходит из цилиндра, благодаря тому, что длина поршня выполняется так, чтобы компенсировать не только длину хода плунжера, но и деформацию штанговой колонны, которые определяются расчетным путем.

В описываемой установке цилиндр противофазного устройства, подвешенный к нижней части сальника, не нагружен весом насосно-компрессорных труб, а трубы подвешены на устьевой арматуре, благодаря чему надежность конструкции повышается по сравнению с известной конструкцией. В случае аварии с обрывом и перемещением (падением) труб до забоя скважины, сопряжение «поршень - цилиндр» находится в целости и сохранности, переток нефти из скважины в атмосферу исключается.

Благодаря наличию указанных отличительных признаков предлагаемой установки при полуцикле «вверх» во время эксплуатации скважины, по мере выхода поршня противофазного устройства из полости насосно-компрессорных труб, «освобождаемый» объем заполняется скважинной жидкостью, поднимаемой плунжером скважинного насоса, причем при равенстве диаметров поршня и плунжера описываемые ими объемы равны между собой и в таком случае вытеснение жидкости из полости труб в трубопровод скважины не происходит, т.е. не требуются и энергозатраты для транспортировки продукции скважины до нефтесборных пунктов.

При полуцикле «вниз», в отличие от известных установок, у которых этот полуцикл является «холостым» ходом, происходит вытеснение жидкости из полости труб в трубопровод объемом, описываемым «поршнем» противофазного устройства, на совершение такой работы целиком используется (накопленная при ходе «вверх») потенциальная энергия штанговой колонны.

В результате достигается уменьшение в целом за цикл амплитуды нагрузок (разница между максимальными и минимальными нагрузками), уменьшается абсолютная величина максимальной нагрузки в точке подвеса штанговой колонны, т.е. нагрузки на головку станка-качалки, от которых зависит потребная мощность электропривода и грузоподъемность станка-качалки.

На чертеже схематично изображена насосная установка

Скважинная насосная установка состоит из штангового насоса с корпусом 1 и плунжером 2, штанговой колонны 3, насосно-компрессорных труб 4, противофазного устройства «цилиндр-поршень», состоящего из поршня 5, связанного с штанговой колонной 3 и с канатной подвеской 6, цилиндра 7, связанного с нижней частью сальникового устройства 8 и размещенного в полости труб 4. Полость труб 4 сообщается с трубопроводом 9 через каналы в устьевой арматуре 10.

Во время эксплуатации скважины полость труб 4 разобщается от атмосферы сопряжением поршня 5 и цилиндра 7, а сальниковое устройство 8 служит в качестве резервного.

Установка работает следующим образом.

При полуцикле «вверх» поршень 5 выходит из полости насосно-компрессорных труб 4 на длину хода станка-качалки, за счет этого в полости труб 4 «освобождается» объем, равный объему, описываемому поршнем 5, и зависит от диаметра последнего.

«Освобождаемый» объем в трубах 4 заполняется жидкостью за счет движения вверх плунжера 2 скважинного насоса. При равенстве объемов, описываемых поршнем 5 и плунжером 2, при ходе «вверх» происходит подъем продукции скважины на высоту, равную длине хода станка-качалки без вытеснения жидкости из полости труб 4 в трубопровод 9. В таком случае при полуцикле «вверх» будет совершаться работа только по подъему жидкости в трубах на высоту, равную длине хода станка-качалки. А величина давления на выкиде насоса будет определяться лишь высотой столба жидкости над плунжером 2 (в реальной скважине - высотой столба жидкости от динамического уровня до устья скважины).

При полуцикле «вниз» в результате движения поршня 5 вниз происходит вытеснение жидкости из полости труб 4 в трубопровод 9, причем объем вытеснения определяется диаметром поршня 5, а работа по вытеснению жидкости из полости труб 4 в трубопровод 9 совершается за счет веса штанговой колонны при движении вниз.

В современных системах сбора нефти и газа величины давлений, требуемых для транспортировки нефти от скважины до нефтесборных пунктов, достигают 4,0 МПа.

Поэтому доля работы, производимой предлагаемой скважинной насосной установкой при полуцикле вниз, достигает существенной величины от работы, совершаемой при полуцикле вверх.

Так, например, когда динамический уровень в скважине равен 800 м, а противодавление в трубопроводе - 4,0 МПа, работа, совершаемая в предлагаемой установке при полуцикле вниз за счет веса штанговой колонны, составляет 50% от работы, совершаемой при ходе вверх за счет использования мощности электропривода станка-качалки для подъема жидкости до устья скважины.

Благодаря тому, что пара «цилиндр-поршень» противофазного устройства выполнена с расчетной длиной, обеспечивающей сохранение герметичности этой пары даже в аварийных случаях, например, при обрыве поршня в любом сечении, предотвращается излив жидкости на рабочую площадку и загрязнение окружающей среды. Например, при обрыве поршня в верхнем сечении колонна штанг с оторвавшейся частью поршня опускается вниз вплоть до упора на приемный клапан насоса, но благодаря расчетной длине пары «цилиндр-поршень», большей величины опускания колонны, разгерметизации указанной пары не происходит.

Скважинная насосная установка, содержащая установленный в скважине штанговый насос, насосно-компрессорные трубы и устьевой сальник, отличающаяся тем, что она снабжена противофазным устройством, выполненным в виде цилиндра, связанного с нижней частью устьевого сальника, размещенного в полости насосно-компрессорных труб и установленного в нем поршня, связанного со штанговой колонной и канатной подвеской, при этом поршень имеет длину, обеспечивающую постоянное герметичное сопряжение с цилиндром и в случае его обрыва, а диаметры цилиндра и поршня противофазного устройства выполнены равными диаметрам корпуса и плунжера штангового насоса для обеспечения равенства объемов вытесняемой жидкости при рабочих ходах установки.