СССР (23) Приоритет (43) Опубликовано 30.03.80. Бюллетень № 12 (45) Дата опубликования описания 30.03.80 (53) УДК 622.276.531 (088.8) по делам изобретений и открытий (72) Авторы изобретения А. 3. Шефер, В. В. Кореляков, П. Я. Ародзь, С. Д. Щеглов, Н. Н. Крылов, Ю. И. Русаков и В. С. Абкин (71) Заявитель Куйбышевский политехнический институт им. В. В. Куйбышева (54) ГЛУБИННОНАСОСНАЯ УСТАНОВКА

ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ

Изобретение относится к технике глубинионасосной добычи нефти и может быть использовано на нефтяных скважинах, оборудованных штанговыми насосами.

Известна глубиннонасосная установка для добычи нефти с высоким газовым фактором, содержащая насос двухступенчатого сжатия и пакер с хвостовиком (1).

Недостатком указанной установки является низкий КПД.

Наиболее близким техническим решением из известных является глубиннонасосная установка для добычи нефти с высоким газовым фактором, содержащая пакер с хвостовиком, колонну насосно-компрессорных труб с радиальными газоперепускными каналами, на которой размещено с возможностью перекрытия газоперепускных каналов клапанное устройство, газовый якорь, образующий с колонной насосно-компрессорных труб камеру, в которой размещен глубинный насос, и колонну штанг (2).

Однако данная установка не обеспечивает сепарации газожидкостной смеси путем излияния ее в газовую среду и равенства действительной производительности установки притоку жидкости из пласта, что снижает ее КПД.

Целью изобретения является повышение

КПД глубиннонасосной установки путем интенсификации выделения газа из газожидкостной смеси и обеспечения возможности подъема нефти и газа по самостоятельным каналам, не являющимся каналом затрубного пространства скважины.

Цель достигается тем, что клапанное устройство концентрично размещено на колонне насосно-компрессорных труб внутри камеры и выполнено в виде подпружиненно;о

® поплавка с золотником.

Благодаря такой конструкции газожидкостная смесь проходит через газовый якорь к насосу в виде обособленных струй или пристенного слоя в чисто газовой, а нс в жидкостной среде, как в известных установках, и поэтому наиболее интенсивно разделяется на компоненты.

На чертеже изображена установка, об20 щий вид, которая состоит из пакера с хвостов иком 1, колонны насосно-компрессорных труб 2 с радиальными газоперепускными каналами 3, клапанного устройства, включающего в себя поплавок 4, золотник

25 5 и пружину 6, газового якоря 7 с щелевым фильтром 8, образующим с колонной насосно-компрессорных труб камеру а насоса 9 ступенчатого сжатия, двухканального плунжера 10 с уплотнением 11, колонны

30 штанг 12 и автосцепа 13.

724693

3 работает следующим обраУстановка зом.

Затрубное пространство скважины на устье закрыто. Газожидкостная смесь из скважины поступает в хвостовик 1, поднимается по кольцевому каналу между обсадной колонной и газовым якорем 7 до щелевого фильтра 8 и в виде обособленных струй или пристенного слоя изливается в камеру а.

Теоретическая производительность насоса 9 выбирается больше притока жидкости, поэтому уровень жидкости в затрубном пространстве скважины не может подняться выше щелевого фильтра 8, а в камере а граffHIta раздела газ вЂ” жидкость постоянно удерживается на большой глубине. Таким образом, газожидкостная смесь на пути от щелевого фильтра до границы раздела фаз в камере а находится в контакте с чисто газовой средой. Благодаря этому увеличивается площадь граничного слоя и достигается интенсификация отделения газа от жидкости. Отделяющийся от нефти газ проходит в газоперепускные каналы 3 колонны насосно-компрессорньтх труб 2, канал б двухканального плунжера 10 и по полым штангам 12 поднимается на поверхность, а жидкость из насоса 9 через канал в подается в насосно-компрессорные трубы.

При неустановившихся режимах работы, например, в пусковой период, или в моменты, когда приток жидкости из пласта оказывается больше производительности насоса, уровень жидкости в камере а поднимается, перемещая подггружиненный поплавок вверх, и золотник перекрывает газоперепускные каналы 3. С этого момента газ накапливается в затрубном пространстве, забойное давление увеличивается и приток жидкости уменьшается, что приводит к снижению уровнй жйдкости в камере а, опусканию подпружиненного поплавка 4 с золотником 5 и открытию газоперепускных каналов.

Применение в данной установке клапанного устройства, выполненного в виде подпружиненного поплавка с золотником, позволит значительно увеличить отбор жид5 кости из скважины за счет наиболее полного отделения газа от жидкости и увеличения коэффициента подачи насоса, снизить величины нагрузок и увеличнть межремонтный период установки за счет повышенной

10 плавучести колонны газонаполненных полых штанг.

Формула изобретения

Глубиннонасосная установка для добычи нефти с высоким газовым фактором, содержащая пакер с хвостовиком, колонну насосно-компрессорных труб с радиальными

20 газоперепускными каналами, на которой размещено с возможностью перекрытия газоперепускных каналов клапанное устройство, газовый якорь, образующий с колонной насосно-компрессорных труб камеру, 25 в которой размещен глубинный насос, и колонну штанг, отличающаяся тем, что, с целью повышения КПД установки путем интенсификации выделения газа из газожидкостной смеси и обеспечения возможно30 сти подъема нефти и газа по самостоятельным каналам, клапанное устройство концентрично размещено на колонне насоснокомпрессорных труб внутри камеры и выполнено в виде подпружиненного поплавка

35 с золотником.

Источники информации, принятые во внимание при экспертизе

1. Муравьев И. М. и др. Насосная эксплуатация скважин за рубежом. М., Недра, 40 1977, с. 55 вЂ” 58, 18б вЂ 1, 218 вЂ 2.

2. Крылов Н. Н. и др. К вопросу эксплуатации скважин механизированным способом. Межвузовский сборник научных трудов «Нефтепромысловое дело». Куйбышев, 45 1979, с. 108 вЂ” 117.

724693

Редактор А. Купрякова

Заказ 361 3 Изд. Мз 208 Тираж 628 Подписное

НПО «Поиск» Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

l13035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Типография, пр. Сапунова, 2

Составитель В. Борискина

Техред А. Камышникова

Корректоры: Е. Осипова и 3. Тарасова