Установка скважинного плунжерного лифта

Изобретение относится к установкам, применяемым при добыче нефти и газа, в частности для периодического отбора нефти с использованием энергии пластового газа. Установка скважинного плунжерного лифта, которая включает колонну подъемных труб, плунжер, забойный амортизатор и устьевой амортизатор с консольно закрепленным стержнем, лубрикатор, ограничитель хода с датчиком прибытия плунжера, приводной клапан и электронный контроллер. Плунжер включает набор подвижных колец, которые обеспечивают гибкость плунжера в поперечном направлении, продольный канал для уменьшения гидравлических сопротивлений при ходе плунжера вниз. Подвижные кольца соединены между собой полыми пальцами с шаровыми головками на обоих торцах. Герметизация продольного канала осуществляется клапанным узлом. Технический результат заключается в улучшении конструкции и повышении производительности работы установки скважинного плунжерного лифта в скважинах, имеющих угловую, винтовую или волнистую кривизну. 2 ил.

 

Изобретение относится к установкам, применяемым при добыче нефти и газа, в частности для периодического отбора нефти с использованием энергии пластового газа.

Известна установка скважинного плунжерного лифта, включающая подъемные трубы, плунжер, представляющий собой полый цилиндр с клапаном на конце, забойный амортизатор, фонтанную задвижку, устьевой амортизатор с консольно закрепленным стержнем, лубрикатор (А.Б. Сулейманов, Р.П. Кулиев, Э.И. Саркисов, К.А. Карапетов. Эксплуатация морских нефтегазовых месторождений. - М.: Недра, 1986, с. 141).

Недостатком данной установки является жесткая конструкция плунжера, которая не позволяет работать в скважинах с большой пространственной кривизной, так как может произойти заклинивание плунжера, отсутствие приводного клапана, ограничителя хода с датчиком прибытия плунжера и электронного контроллера исключают возможность применения установки для периодического отбора нефти из скважины с использованием энергии пластового газа.

Наиболее близкой к изобретению является установка скважинного плунжерного лифта, содержащая забойный амортизатор, колонну подъемных труб, плунжер, представляющая собой цилиндр, фонтанную задвижку, ограничитель хода с датчиком прибытия плунжера, лубрикатор с устьевым амортизатором, приводной клапан и электронный контроллер (Ли Джеймс, Никенс Генри, Уэллс Майкл Эксплуатация обводняющихся газовых скважин. Технологические решения по удалению жидкости из скважин / Перевод с английского. - М.: ООО «Премиум Инжиниринг», 2008. - 384 с., с. 110).

Недостатком данной установки является жесткая конструкция плунжера, которая не позволяет работать в скважинах с большой пространственной кривизной, так как может произойти заклинивание плунжера, отсутствие продольного канала в плунжере делает нецелесообразным применение в нефтедобывающих скважинах, так как возникают большие гидравлические сопротивления, препятствующие движению плунжера вниз. Низкая скорость перемещения к забою скважины уменьшает количество циклов работы, соответственно уменьшается и объем добываемой нефти.

Задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение, является улучшение конструкции и повышение производительности работы установки скважинного плунжерного лифта в нефтегазодобывающих скважинах, имеющих угловую, винтовую, или волнистую кривизну.

Указанная задача решается, тем, что установка скважинного плунжерного лифта включает колонну подъемных труб, плунжер, забойный амортизатор и устьевой амортизатор с консольно закрепленным стержнем, ограничитель хода с датчиком прибытия плунжера, приводной клапан и электронный контроллер, плунжер состоит из набора подвижных колец, которые соединены между собой полыми пальцами с шаровыми головками на обоих торцах, а подвижные кольца имеют ответные упомянутым шаровым головкам сферические внутренние поверхности, причем подвижные кольца состоят из двух половин, которые скрепляются винтами в плоскости, перпендикулярной к большой оси плунжера, также плунжер включает шток-клапан, размещенный в нижнем конце плунжера, в верхнем его конце установлена направляющая для взаимодействия со стержнем, обеспечивающим открытие штока-клапана, концевые подвижные кольца имеют резьбовые головки в верхнем конце плунжера для соединения с направляющей, в нижнем конце - с клапанным узлом. Технический результат достигается за счет применения в данной установке гибкого плунжера, поперечная гибкость которого обеспечивается за счет подвижных колец, наличие продольного канала уменьшает гидравлические сопротивления, что способствует удовлетворительной работе в нефтяных скважинах, так как скорость перемещения остается высокой, герметизация канала осуществляется благодаря клапанному узлу. Удаление отложений с поверхности труб осуществляется сменными уплотнениями различной конструкции.

На фиг. 1 представлена схема установки скважинного плунжерного лифта.

На фиг. 2 представлена схема плунжера скважинного лифта.

Установка скважинного плунжерного лифта состоит из лубрикатора 1, устьевого амортизатора 2 со стержнем 3, электронного контроллера 4, приводного клапана 5, ограничителя 6 хода плунжера с датчиком прибытия плунжера, датчика 7 давления, колонны насосно-компрессорных труб 8, плунжера 9 и забойного амортизатора 10, находящегося ниже уровня пластовой жидкости 11 и выше перфорационных отверстий 12.

Плунжер 9 содержит узел подвижных колец, состоящий из полых пальцев 13, колец, состоящих из двух половин 14 и 15, которые соединены винтами 16. Крайние кольца присоединены к направляющей 17 и корпусу 18 клапанного узла резьбовым соединением. Крайние кольца также состоят из двух половин 19 и 20, соединенных с помощью винтов 21. Клапанный узел включает шток-клапан 22, седло 23 клапана и винты 24 для крепления седла клапана к корпусу. Уплотнение 25 является сменным и подбирается в зависимости от условий работы плунжера.

Рабочий цикл плунжерного лифта начинается следующим образом. Выкидная линия закрыта, плунжер 9 зафиксирован в лубрикаторе 1 ограничителем 6 хода. Происходит приток жидкости 11 в скважину и накопление газа в затрубном пространстве. По истечении времени, отведенного для притока жидкости, ограничитель 6 хода «отпускает» плунжер. Под действием собственного веса плунжер движется к забою скважины. Шток-клапан 22 находится в нижнем положении, то есть открыт. Через отверстия 26 в корпусе 18 клапанного узла плунжера жидкость проходит в канал 27. Плунжер опускается на пружину забойного амортизатора 10. При прохождении искривленных участков скважины плунжер изгибается в соответствии с кривизной. Это удается за счет шарнирного соединения колец. Процесс падения на нижний забойный амортизатор сопровождается закрытием штока-клапана 22. После периода накопления газа в затрубном пространстве давление в нем замеряется датчиком 7 давления. По достижении необходимого значения давления электронный контроллер 4 подает сигнал на открытие приводного клапана 5 и под действием перепада давления плунжер вместе со столбом жидкости над ним поднимается к устью скважины. Остановка плунжера происходит ударом направляющей 17 об устьевой амортизатор 2 в лубрикаторе 1, где еще имеется специальный стержень 23 для открытия штока-клапана 22.

Прибытие плунжера 9 фиксируется датчиком, смонтированным в ограничитель 6 хода плунжера.

В момент остановки плунжера приводной клапан 5 закрывает выкидную линию, и цикл работы повторяется.

Установка скважинного плунжерного лифта, которая включает колонну подъемных труб, плунжер, забойный амортизатор и устьевой амортизатор с консольно закрепленным стержнем, лубрикатор, ограничитель хода с датчиком прибытия плунжера, приводной клапан и электронный контроллер, отличающаяся тем, что плунжер состоит из набора подвижных колец, которые соединены между собой полыми пальцами с шаровыми головками на обоих торцах, а подвижные кольца имеют ответные упомянутым шаровым головкам сферические внутренние поверхности, причем подвижные кольца состоят из двух половин, которые скрепляются винтами в плоскости, перпендикулярной к большой оси плунжера, также плунжер включает шток-клапан, размещенный в нижнем конце плунжера, в верхнем его конце установлена направляющая для взаимодействия со стержнем, обеспечивающим открытие штока-клапана, концевые подвижные кольца имеют резьбовые головки в верхнем конце плунжера для соединения с направляющей, в нижнем конце - с клапанным узлом.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к обнаружению положения плунжера при его перемещении вдоль скважины. Система 182 для идентификации местоположения плунжера 110, который перемещается вдоль скважины 100, включает источник звуковых волн, который переносится в скважине, выполненный с возможностью передачи акустического сигнала, когда плунжер 110 достигает места обнаружения в скважине 100.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для добычи жидкости из нефтяных и газовых скважин. .

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для повышения эффективности добычи нефти из малодебитных нефтяных скважин. .

Изобретение относится к технике эксплуатации газоконденсатных месторождений , в частности устройств для удаления конденсата или воды из газовых скважин. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для добычи жидкости из нефтяных и газовых скважин. .

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано для автоматического управления работой малодебитных нефтяных скважин. .

Изобретение относится к газодобывающей пром-сти и М. .

Изобретение относится к области добычи метана из угольных пластов и может быть использовано при обустройстве, освоении и эксплуатации метаноугольных скважин. Технический результат - уменьшение стоимости обвязки метаноугольной скважины, сокращение времени на монтаж и наладку оборудования, а также повышение качества процессов освоения и эксплуатации метаноугольных скважин за счет обеспечения автоматического поддержания параметров работы скважины по заданному графику.

Группа изобретений относится к нефтяному машиностроению, а именно к многоступенчатым погружным насосам для откачки пластовой жидкости из скважин и к способам эксплуатации скважин, в которых используются такие насосы.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли и может быть применено для упрощения выбора оптимальных настроек регулятора потока для улучшения требуемой целевой функции в многозонной скважине с изоляцией зон.

Изобретение относится к средствам ориентации скважинной трубы внутри ствола скважины. Способ ориентирования колонны насосно-компрессорных труб в стволе скважины включает спуск колонны скважинных труб внутрь колонны обсадных труб в стволе скважины, зацепление инструмента выравнивания скважинных труб с инструментом выравнивания обсадных труб во время спуска колонны скважинных труб, поворот вращение/поворот колонны скважинных труб в ответ на зацепление инструмента выравнивания скважинных труб с инструментом выравнивания обсадных труб, совмещение поворотом отверстия в колонне скважинных труб с отверстием в колонне обсадных труб через колонну обсадных труб на основе поворота и удерживание совмещенности отверстия в колонне скважинных труб с отверстием в колонне обсадных труб по оси и поворотом.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к способу проведения водоизоляционных работ в скважине. Технический результат - повышение эффективности и надежности проведения водоизоляционных работ в скважине.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для последовательного отбора нефти и воды из скважины. Устройство содержит спущенный в скважину электроцентробежный насос с заглушенным снизу приемным патрубком, проходящим через пакер, разделяющий верхний и нижний пласты, и имеющим отверстия для выхода продукции нижнего пласта в надпакерное пространство и отверстия для входа расслоившихся нефти и воды нижнего пласта в приемный патрубок, верхний и нижний поплавки промежуточной плотности с посадочными седлами, расположенными перед входными отверстиями, глубинный прибор, спущенный внутрь приемного патрубка и соединенный с телеметрической системой погружного электродвигателя кабелем.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации пластов. Скважинный управляемый электромеханический клапан состоит из корпуса, присоединительного “мокрого контакта”, привода, включающего микроэлектродвигатель, питающийся от “нулевой точки” электродвигателя центробежного насоса, и редуктор с выходным валом, жестко соединенным с гайкой винтопары, внутри которой перемещается винт, соосно сочлененный с полым штоком с проходным отверстием для измерения давления в пласте.

Предложены система и способ для улучшения добычи углеводорода из газовых скважин и, в частности, для улучшения добычи углеводорода с использованием систем для насосно-компрессорной добычи.

Изобретение относится к внутрискважинным инструментам, к раздвижному узлу стыковочного ниппеля. Узел стыковочного ниппеля содержит корпус и наконечник стыковочного ниппеля, расположенный на дистальном конце корпуса, компрессионное кольцо, размещенное вокруг наружной стороны корпуса и выполненное с возможностью осевого перемещения относительно корпуса сразу после того, как было приведено в действие, и множество зажимных кулачков, присоединенных и пролегающих между компрессионным кольцом и наконечником стыковочного ниппеля.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при проведении работ по ограничению водопритока без предварительного подъема скважинного оборудования в условно вертикальных скважинах с обсаженным стволом.
Наверх