Установка для добычи сернистой нефти. Установка для добычи нефти


Турбонасосные установки для добычи нефти

Турбонасосные установки предназначены для добычи нефти из скважин средних и высоких дебитов и представляют собой сложный агрегат с лопастной турбиной и центробежным насосом (рис. 6.28).

Турбонасосный агрегат включает в себя лопастную турбину, вал которой соединен с валом центробежного насоса. Турбина приводится в действие при закачке в нее с поверхности рабо­чей жидкости. Центробежный насос отбирает из скважины жидкость и нагнетает ее на поверхность. Рабочая жидкость, отработавшая в турбине, выходит в тот же канал, что и добы­тая жидкость, и в смеси с ней поднимается на поверхность. На поверхности смесь разделяется, и добытая жидкость с нефтью идет в промысловую сеть, а рабочая жидкость (в большинстве случаев вода) поступает в поверхностный насос и далее в сква­жину для привода погружной турбины.

Такие насосы предназначены для отбора больших количеств жидкости из скважин (400—500 м3/сут и более) с относительно малых глубин (в опытных образцах 200—1000 м).

Преимущество такой насосной установки — возможность отбора больших количеств жидкости из скважины при до­статочно высокой эффективности (КПД около 0,3—0,25). При

этом возможна эксплуатация наклонно-направленных скважин. Установка может быть выполнена сбрасывае­мой в скважину при увели­ченной частоте вращения вала. Это существенно сни­жает объем ремонтных работ на скважине.

Однако недостатки этой установки пока не преодо-

 

Рис. 6.28. Турбонасосная установка для добычи неф­ти

1 - система очистки и под­готовки рабочей жидкости; 2- силовой насос;

3 - устьевая арматура;

4 - скважина;

5 - колонна труб;

6 - турбина;

7 - центробежный насос;

8 – пакер

 

лены. Большие объемы рабочей жидкости, закачиваемой в скважину, требуют обустройства ее каналами со значительными проходными сечениями. В скважинах с обсадными колоннами диаметром 146 и 168 мм это трудновыполнимо. На поверхности необходимо организовать очистку и подготовку больших коли­честв рабочей жидкости, что приводит к установке металлоем­кого оборудования, требует затрат на его обслуживание.

Кроме того, существуют особые конструкции турбонасосов для работы при более высоких температурах.

Турбонасосы имеют следующие преимущества:

- отсутствие погружного электродвигателя и кабеля ис­ключает все сложности выполнения спускоподъемных опера­ций в скважинах со значительной кривизной ствола, позволяет использовать турбонасосы для подъема жидкостей с высокими температурами, в том числе из геотермальных скважин;

- незначительная габаритная длина скважинного агрегата по сравнению с электроприводными центробежными насо­сами дает возможность применять его в скважинах с большой интенсивностью набора кривизны, облегчает транспортные и монтажные работы;

- отсутствие клапанов в скважинном насосном агрегате обусловливает использование турбонасоса практически, без ограничений по кривизне ствола скважин вплоть до горизон­тальных;

- подшипники насоса и турбины гидростатического типа, что обеспечивает прочную и надежную работу опоры ротора агрегата; смазка подшипников выполняется предварительно очищенной и подготовленной жидкостью, что защищает под­шипники от воздействия абразивных компонентов скважинной жидкости;

- гибкость регулирования рабочих характеристик, широкий рабочий диапазон плавного изменения подачи насоса;

- возможность применения скважинного турбонасосного агрегата сбрасываемого типа;

- неограниченность глубины спуска турбонасоса;

- в скважину могут вводиться различные химические реа­генты, ингибиторы, деэмульгаторы и др.;

— можно применить различные методы глушения скважин перед подземным ремонтом, в том числе при нахождении турбонасосного агрегата в скважине.

Похожие статьи:

poznayka.org

Установка для добычи нефти

Изобретение найдет применение при эрлифтной добыче нефтеводогазовой смеси. Обеспечивает повышение КПД и высоты подъема жидкости, снижение капитальных и эксплуатационных затрат. Сущность изобретения: установка включает колонну подъемных труб и колонну трубок для подачи газообразного вещества, сообщенную с подъемными трубами. Особенностью установки является то, что колонна подъемных труб снабжена струйными аппаратами, расположенными по высоте друг от друга на расстоянии, определяемом рабочим давлением нагнетателя. Сопло струйного аппарата выполнено в виде втулки, головной участок которой представляет собой конус, а хвостовой выполнен в виде цилиндра, образующего полость, собранную с колонной воздухоподающих трубок. Конусный участок сопел снабжен винтовыми канавками, накрытыми конусным участком переходника, причем направление каналов совпадает с направлением вращательного движения газа при его поступлении в сопло. Нижняя труба колонны подъемных труб снабжена обратным клапаном, а колонна воздухоподающих трубок - нагнетательным клапаном, расположенным на поверхности. Ступени колонны воздухоподающих трубок соединены телескопически. 4 ил.

 

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а более конкретно - к оборудованию эрлифтной добычи нефтеводогазовой смеси. Оно может быть применено также в жилищно-коммунальном хозяйстве для подъема воды из скважин.

Известен воздушный водоподъемник (эрлифт), содержащий водоподъемную трубу, воздухоподающую трубку, компрессор, устройство для ввода воздуха в водоподъемную трубу и резервуар для воды (М.М.Флоринский, В.В.Рыгачев. Насосы и насосные станции. Издательство "Колос", М., 1967, стр.139, рис.138).

Недостатки устройства:

- малая высота подъема жидкости, которая напрямую зависит от объемного веса поднимаемой смеси. Чем больше разница между объемными весами воды и водовоздушной смеси, тем больше высота подъема жидкости (воды). Но эта разница находится в узком диапазоне изменений;

- низкий КПД установки вследствие неравномерного перемешивания воздуха в водопадающей трубе, обусловленного конструкцией выходной части башмака.

Известен также пневматический водоподъемник, состоящий из цилиндра с одной или двумя камерами, нагнетательных труб-камер, всасывающих и нагнетательных клапанов, нагнетательной трубы, воздухоподающих трубок, влагоотделителей, воздухораспределителей с четырехходовыми кранами, компрессора, обратного клапана и фильтра (М.Л.Елисеев и др. Водоснабжение отгонного животноводства. Издательство сельскохозяйственной литературы, М., 1977, стр.185, рис.127).

Недостатки устройства:

- малая высота подъема жидкости, лимитированная рабочим давлением компрессора, с ростом которого удораживается и усложняется конструкция последнего;

- неудовлетворительная эксплуатационная надежность, обусловленная наличием в конструкции управляемых извне воздухораспределителей с четырехходовыми кранами.

Наиболее близкой по технической сущности к предлагаемой является эрлифтная многоступенчатая установка, содержащая колонну подъемных труб, колонну трубок для подачи газообразного вещества в скважину, сообщенную с подъемными трубами, и нагнетатель газообразного вещества (А.С. №1498971, 4 F04F 1/18, 1989 г.).

К основным недостаткам конструкции относятся:

- низкий КПД и малая высота подъема жидкости, которая находится в прямой зависимости от объемного веса поднимаемой смеси. Хотя с уменьшением последнего имеет место рост высоты подъема смеси, но этот рост не может удовлетворять условиям, когда требуется поднимать жидкость из значительных глубин;

- значительные капитальные вложения для сооружения скважины из-за увеличенного ее диаметра;

- высокие эксплуатационные расходы, обусловленные тем, что монтаж и демонтаж установки требует значительных затрат времени вследствие отсутствия взаимозаменяемых ее ступеней.

Задачей изобретения является создание установки, обладающей высоким КПД, повышенной высотой подъема жидкости, относительно низкими капитальными вложениями и эксплуатационными расходами.

Указанная задача решается предлагаемой установкой для добычи нефти, содержащей колонну подъемных труб, колонну трубок для подачи газообразного вещества в скважину, сообщенную с подъемными трубами, и нагнетатель газообразного вещества.

Новым является то, что колонна подъемных труб снабжена струйными аппаратами, включающими сопла, расположенными по высоте друг от друга на расстоянии, определяемом рабочим давлением нагнетателя; каждое сопло струйного аппарата выполнено в виде втулки, головной участок которой представляет собой конус с вершиной, обращенной к устью скважины, а хвостовой выполнен в виде цилиндра, контактирующего с подъемной трубой, переходящего в сторону головки в цилиндр меньшего диаметра и образующего полость, сообщающуюся через входной патрубок с колонной трубок для подачи газообразного вещества, установленный тангенциально по отношению к колонне подъемных труб; со стороны хвостового участка каждое сопло снабжено диффузорной расточкой, плавно сопрягающейся с центральным каналом сопла; конусный участок сопла снабжен винтовыми каналами, накрытыми конусным участком переходника, причем направление каналов совпадает с направлением вращательного движения поступающего в сопло газа; нижняя труба колонны подъемных труб снабжена обратным клапаном, расположенным ниже последнего сопла, а колонна трубок для подачи газообразного вещества - нагнетательным клапаном на поверхностном ее участке; ступени колонны трубок для подачи газообразного вещества соединены телескопически.

На фиг.1 изображен общий вид установки в продольном разрезе.

На фиг.2 - узел I-го струйного аппарата в увеличенном масштабе фиг.1.

На фиг.3 - разрез по А-А фиг.1.

На фиг.4 - головная часть сопла в плане фиг.2.

Установка состоит из насосно-компрессорных труб 1, образующих подъемную колонну, параллельно расположенную с последней колонной 2 для подачи газообразного вещества, всасывающего клапана с седлом 3 и запорным органом 4, сопел 5 с винтовыми каналами 6, выполненными на наружной поверхности их головок 7 (фиг.4), направление каналов совпадает с направлением вращательного движения поступающего в сопло газа. Со стороны хвостового участка каждое сопло снабжено диффузорной расточкой 8 (фиг.2), плавно сопрягающейся с центральным каналом 9. Винтовые каналы 6 накрыты переходником 10. Колонна для подачи газообразного вещества снабжена нагнетательным клапаном 11 и соединена жестко с каждой ступенью подъемных труб 1, входными патрубками 12 и 13 и перемычками 14. Трубы подъемной колонны 1 и трубки колонны 2 для подачи газообразного вещества объединены в ступени, состоящие соответственно из одной или нескольких труб и трубок. Трубы подъемной колонны 1 соединены между собой с помощью накидной 15 и стопорной 16 гаек. Сопрягаемые поверхности снабжены уплотнительными кольцами 17, 18 и 19. Установка содержит также нагнетатель 20. Соединение трубок в колонне для подачи газообразного вещества осуществляется по телескопической схеме.

Монтаж установки

С помощью подъемного устройства (не показан) поднимают нижнюю трубу (ступень) подъемной колонны 1, снабженную клапаном, жестко соединенную с нижней трубкой (ступенью) колонны 2 для подачи газообразного вещества, над скважиной и постепенно опускают их туда. Далее с помощью монтажного хомута подвешивают трубу (ступень) колонны 1 на устье скважины. Освобождают подъемное устройство от нее. В дальнейшем осуществляют подъем следующей трубы (ступени) колонны 1. Вводят нижний конец трубки (ступени) колонны 2 в отверстие одноименной трубки (ступени) колонны 2. Закручивают накидную гайку 15 на резьбовой участок трубы (ступени) колонны 1 до упора. В этом положении накидную гайку 15 фиксируют с помощью стопорной гайки 16. После этого опускают собранный участок колонны до устья скважины и с помощью монтажного хомута подвешивают этот участок колонны на устье скважины. В дальнейшем операция по монтажу повторяется. Опустив колонны 1 и 2 до нужной глубины на устье скважины, их закрепляют, колонну 1 подсоединяют к трубопроводу для отвода нефти, а колонну 2 - к нагнетателю 20. Демонтаж установки осуществляется в обратной последовательности.

Перед пуском установки в работу необходимо, чтобы полости колонны 1 и 2 были заполнены извлекаемой из скважины жидкостью.

После запуска нагнетателя 20 газ, поступающий из булита (не показан), открывая нагнетательный клапан 11, направляется в полость верхней трубки (ступени) колонны 2 и оказывает давление на столб жидкости, находящейся в колоннах 1 и 2. В результате жидкость, находящаяся в колонне 2 до уровня верхнего (первого) входного патрубка 13, постепенно выдавливается вверх через винтовые каналы 6 верхнего (первого) сопла 5. Когда газовый поток дойдет до верхнего (первого) переходника 10, с этого момента начинается смешивание газа с жидкостью, находящейся выше переходника 10. Это сопровождается снижением объемного веса нефтегазовой смеси, что приводит к повышению скорости газа, выходящего из винтовых каналов 6 сопла 5. В результате в зоне выхода газа из винтовых каналов создается пониженное давление. Теперь нагнетаемый в колонну трубок 2 газ начинает постепенно выдавливать вверх жидкость, находящуюся в верхней трубке (ступени) колонны 2 до уровня второго (от устья скважины) патрубка 13, через винтовые каналы 6 второго сопла 5. При достижении газового потока второго переходника 10 начинается смешивание газа с жидкостью, находящейся выше второго переходника 10. Это приводит к снижению объемного веса газожидкостной смеси, сопровождаемому повышением скорости газа, выходящего из винтовых каналов 6 второго сопла 5. В результате уменьшается давление столба газонефтяной смеси, расположенной от головки 7 второго сопла 5 до головки 7 первого сопла 5. Пониженное давление, имеющее место в зоне выхода газа из предыдущего сопла 5, способствует инжектированию (вытягиванию) газожидкостной смеси из последующего участка колонны труб 1, находящегося ниже него. Работа промежуточных сопел идентична описанной выше. Последнее (нижнее) сопло 5 начинает работать тогда, когда давлением газа столб жидкости, находящейся в колонне труб 1, становится ниже предпоследнего входного патрубка 13, а когда газовый поток доходит до последнего переходника 10, начинается смешивание газа с жидкостью, находящейся выше упомянутого переходника 10. Происходит снижение объемного веса газоводонефтяной смеси и повышение скорости газа, выходящего из винтовых каналов 6 последнего сопла 5, что приводит к уменьшению давления столба газоводонефтяной смеси, располагаемого от головки 7 последнего до головки 7 предпоследнего сопла 5. Это приводит к тому, что в зоне перед последним соплом 5 создается разрежение и под действием атмосферного давления запорный орган 4 приподнимается от седла 3 и вонефтяная смесь из скважины поступает в полость последнего сопла 5. Дальше ее подхватывает последующее сопло и т.д. В конце подъема газожидкостная смесь направляется в булит, где происходит разделение воды и газа от нефти. При остановке нагнетателя 20 клапан 11 закрывается. Жидкость из горизонтального участка трубопровода (не показан) заполняет колонну трубок 2. При этом под нагнетательным клапаном 11 собирается газ. К очередному пуску установка готова, если уровень жидкости в колоннах труб 1 и 2 выше головки 7 первого сопла 5.

Предлагаемая установка позволяет:

- повысить высоту подъема жидкости благодаря снабжению установки соплами и переходниками, а также расположению их друг от друга на расстоянии, определяемым рабочим давлением нагнетателя;

- повысить КПД благодаря закручиванию потока газа при входе в кольцевые полости, образованные колонной подъемных труб и соплами, а также дополнительному закручиванию газа при прохождении через винтовые каналы; при закрученном потоке рабочей среды резко снижаются потери давления на переходных ее участках;

- снизить эксплуатационные расходы благодаря тому, что время на проведение монтажных и демонтажных работ требуется меньше по причине того, что соединение газоподающих труб выполнено по телескопической схеме и что на подъем жидкости требуется меньше мощности вследствие снижения потерь давления на участках инжекции.

Установка для добычи нефти, содержащая колонну подъемных труб, колонну трубок для подачи газообразного вещества в скважину, сообщенную с подъемными трубами, и нагнетатель газообразного вещества, отличающаяся тем, что колонна подъемных труб снабжена струйными аппаратами, включающими сопло, расположенными по высоте друг от друга на расстоянии, определяемом рабочим давлением нагнетателя; каждое сопло струйного аппарата выполнено в виде втулки, головной участок которой представляет собой конус с вершиной, обращенной к устью скважины, а хвостовой - в виде цилиндра, контактирующего с трубой подъемной колонны, переходящего в сторону головки в цилиндр меньшего диаметра и образующего полость, сообщенную через входной патрубок с колонной трубок для подачи газообразного вещества, установленный тангенциально по отношению к колонне подъемных труб; со стороны хвостового участка каждое сопло снабжено диффузорной расточкой, плавно сопрягающейся с центральным каналом сопла; конусный участок сопла снабжен винтовыми каналами, накрытыми конусным участком переходника, причем направление каналов совпадает с направлением вращательного движения газа при его поступлении в сопло; нижняя труба колонны подъемных труб снабжена обратным клапаном, расположенным ниже последнего сопла, а колонна трубок для подачи газообразного вещества - нагнетательным клапаном, расположенным на поверхностном ее участке; ступени колонны трубок для подачи газообразного вещества соединены телескопически.

www.findpatent.ru

Установка для добычи нефти

 

Использование: в области нефтепромыслового оборудования, а именно в оборудовании для добычи пластовой жидкости из скважин. Обеспечивает повышение работоспособности скважинного оборудования. Сущность изобретения: устройство включает две скважины. Они оборудованы штанговыми насосами, колонками насосно-компрессорных труб и штанг. Устройство имеет гидроцилиндр. Поршень гидроцилиндра соединен с одной колонной штанг с помощью троса. Устройство имеет также компенсатор. Он выполнен с возможностью взаимодействия с тросом. Поршень соединен с другой колонкой штанг с помощью троса. Компенсатор установлен в положении, учитывающем вес колонны штанг. 1 ил.

Изобретение относится к области нефтепромыслового оборудования, а именно к оборудованию для добычи пластовой жидкости из скважин, и предназначено для приведения в действие двух штанговых глубинных насосов, установленных на скважинах.

Известен "Привод скважинной насосной установки "ФИАЛ" [1], включающий две скважины, оборудованные штанговыми насосами, колоннами насосно-компрессорных труб и штанг и линейным асинхронным двигателем, подвижная часть которого соединена с колоннами штанг. Недостаток этого привода в том, что при разном весе штанговых колонн создается неравномерность его работы (т.е. момент движения вправо не будет равен моменту движения влево), так как штанговые колонны обоих скважин жестко соединены с подвижной частью линейного асинхронного двигателя. Кроме того, габариты применяемого тихоходного асинхронного линейного двигателя будут очень большими, так как передаваемое усилие на штанге до 3 т. Более близок к предлагаемому "Групповой гидропровод штанговых глубинных насосов" [2] , включающий две скважины, оборудованные штанговыми насосами, колоннами насосно-компрессорных труб и штанг и гидроцилиндрами, поршни которых соединены с соответствующими колоннами штанг. Основной недостаток этой установки - низкая надежность работы в зимних условиях. Происходит это из-за низкой окружающей температуры, поршни гидроцилиндров прихватываются к наружным цилиндрам, потому, что прямой (рабочий) ход поршня гидроцилиндра составляет 90, а обратный - 10% рабочего времени, то есть после обратного хода 60% времени гидроцилиндр стоит, ожидая своей очереди. Задачей изобретения является повышение работоспособности скважинного оборудования. Поставленная задача решается описываемой установкой для добычи нефти, включающей две скважины, оборудованные штанговыми насосами, колоннами насосно-компрессорных труб и штанг, и гидроцилиндр, поршень которого соединен с помощью троса, новым является то, что она снабжена компенсатором, выполненным с возможностью взаимодействия с тросом, а поршень соединен с другой колонной штанг с помощью троса, при этом компенсатор установлен в положении, учитывающем вес колонны штанг. Для реализации такой установки подбирают скважины с близкими параметрами работы, однако на практике вес штанговых колонн получается разный и гидроцилиндр вынужден работать в неравномерных условиях, что создает излишние перекосы давления в системе гидроснабжения гидроцилиндра и, как следствие, нарушение ритма его работы. Компенсатор, в этом случае выравнивает нагрузку на гидроцилиндр, создавая щадящий режим его работы. Исследования патентной и научно-технической литературы показали, что подобная совокупность существенных признаков является новой и ранее не использовалась, это, в свою очередь, позволяет сделать заключение о соответствии технического решения критерию "новизна". На чертеже изображена схема реализации предлагаемой установки. Гидропривод содержит корпус гидроцилиндра 1 с поршнем 2, к которому прикреплен трос (концы 3, 4). Конец троса 3 через направляющий ролик 5, соединен с полированным штоком 6 колонны штанг скважины 7, оборудованной колоннами насосно-компрессорных труб и штанговым насосом (не показаны). Конец троса 4 через направляющий ролик 8 соединен с полированным штоком 9 колонны штанг скважины 10, оборудованной по типу скважины 7. Поршень 2 гидроцилиндра соединен с колоннами штанг с помощью троса (концами 3, 4). Устройство имеет компенсатор 11 (в виде пружины). Он выполнен с возможностью взаимодействия с тросом и установлен в положении, учитывающем вес колонны штанг. Компенсатор установлен в положении, когда вес колонны штанг 7 меньше веса колонны штанг скважины 10. Установка работает следующим образом. Станция управления 12 приводит поршень 2 гидроцилиндра в возвратно-поступательное движение, при этом, при движении поршня 2 в сторону троса 4 в скважине 7 происходит цикл нагнетания, полированный шток 6 извлекается наружу, а в скважине 10 происходит цикл всасывания, полированный шток 9 опускается в скважину. Компенсатор 11 в этом случае запасает энергию. По достижению поршнем 2 конца гидроцилиндра 1, станция управления 12 переключает направление его движения на обратное. При этом в скважине 10 происходит цикл нагнетания, полированный шток 9 извлекается наружу, а в скважине 7 происходит цикл всасывания, полированный шток 6 опускается в скважину. Компенсатор 11 в этом случае отдает запасенную ранее энергию. По достижению поршнем 2 конца гидроцилиндра 1 цикл повторяется. Преимущества предлагаемой установки в повышении работоспособности скважинного оборудования так, как гидроцилиндр всегда находится в работе, поэтому прихватывание его во время сильных морозов исключено, компрессор выравнивает нагрузку прилагаемую к гидроцилиндрам, поэтому работа гидросистемы проходит плавно, без рывков.

Формула изобретения

Установка для добычи нефти, включающая две скважины, оборудованные штанговыми насосами, колоннами насосно-компрессорных труб и штанг, и гидроцилиндр, поршень которого соединен с одной колонной штанг с помощью троса, отличающаяся тем, что она снабжена компенсатором, выполненным с возможностью взаимодействия с тросом, а поршень соединен с другой колонной штанг с помощью троса, при этом компенсатор установлен в положении, учитывающем вес колонны штанг.

РИСУНКИ

Рисунок 1

www.findpatent.ru

Установка для добычи сернистой нефти

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к установкам для добычи нефти из скважин. Обеспечивает безопасность обслуживающего персонала, предотвращает загрязнение окружающей среды, сокращает затраты на ликвидацию осложнений при добыче нефти из скважин. Сущность изобретения: установка содержит смонтированную на транспортной базе с силовым двигателем лебедку с канатом, на свободном конце которого размещен сваб с грузом, имеющий возможность спуска в скважину через лубрикатор узлом герметизации каната, установленные на устье, мачту с направляющим роликом для каната, сборную емкость для продукции скважины, снабженную дыхательным каналом и соединенную через обратный клапан с лубрикатором. Сваб выполнен в виде полого корпуса с каналами, клапаном внутри и с установленными снаружи уплотнительными элементами. Полый корпус сваба снабжен внутри сужением, а клапан выполнен в виде установленного в корпусе соосно с возможностью ограниченного осевого перемещения стержня с утолщением, выполненным с возможностью герметичного взаимодействия снизу с сужением корпуса. При этом стержень соединен сверху с канатом, а снизу - шарнирно с грузом, установка снабжена дополнительной емкостью с нейтрализатором вредных примесей в нефтяном газе, герметично сообщенной на входе через запорную арматуру с дыхательным каналом сборной емкости и через запорную арматуру и регулятор расхода газа с лубрикатором, а на выходе - со свечей рассеивания нейтрализованного газа в атмосферу. Вход дополнительной емкости снабжен диспергатором, а выход - отбойником брызг. Дополнительная емкость снабжена теплообменником, внутренняя полость которого сообщена с выхлопной системой транспортной базы. 1 з.п. ф-лы, 4 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к установкам для добычи нефти из скважин.

Известна установка для добычи нефти из малодебитных скважин (патент US №5097901, кл. 166/68 от 24.03.1992 г.), содержащая смонтированную на транспортной базе с силовым двигателем лебедку с канатом, на свободном конце которого прикреплен сваб, имеющий полый корпус с установленными снаружи уплотнительными элементами, контактирующими при подъеме из скважины продукции с внутренней поверхностью эксплуатационной колонны скважины, снабженный установленным в корпусе обратным клапаном и присоединенным грузом. Установка содержит установленную на транспортной базе мачту с направляющим роликом для каната, соединенную с лубрикатором для сваба с грузом, вверху на лубрикаторе установлен узел герметизации каната, а в нижней части лубрикатор снабжен узлом присоединения к эксплуатационной колонне скважины. Установка снабжена емкостью для сбора и транспортирования продукции скважин, соединенной трубопроводом через обратный клапан с лубрикатором.

Недостатком известной установки является то, что при добыче сернистой нефти выделяющийся из нефти и выходящий из сборной емкости при ее наполнении газ содержит опасные для человека вещества (сероводород, меркаптаны), что может послужить причиной отравления обслуживающего комплекс персонала.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемой установке является установка для добычи нефти (патент US №4751969, кл. 166/369 от 21.06.1988 г.), содержащая смонтированную на транспортной базе с силовым двигателем лебедку с канатом, на свободном конце которого размещен сваб с грузом, спускаемый в скважину через лубрикатор с узлом герметизации каната, установленные на устье, мачту с направляющим роликом для каната, сборную емкость для продукции скважины, снабженную дыхательным каналом и соединенную через обратный клапан с лубрикатором, причем сваб выполнен в виде полого корпуса с каналами, клапаном внутри и с установленными снаружи уплотнительными элементами.

Недостатком известной установки для добычи нефти также является то, что при добыче сернистой нефти выделяющийся из нефти и выходящий из сборной емкости при ее наполнении газ содержит опасные для человека вещества, что может послужить причиной отравления обслуживающего комплекс персонала. Другим недостатком известного комплекса является сложность ликвидации застревания сваба в эксплуатационной колонне без привлечения дополнительного подъемного оборудования.

Техническая задача изобретения состоит в том, чтобы обеспечить безопасность обслуживающего персонала, предотвратить загрязнение окружающей среды, сократить затраты на ликвидацию осложнений при застревании сваба в скважине.

Указанная техническая задача решается установкой для добычи сернистой нефти, содержащей смонтированную на транспортной базе с силовым двигателем лебедку с канатом, на свободном конце которого размещен сваб с грузом, спускаемый в скважину через лубрикатор с узлом герметизации каната, установленные на устье, мачту с направляющим роликом для каната, сборную емкость для продукции скважины, снабженную дыхательным каналом и соединенную через обратный клапан и запорную арматуру с лубрикатором, причем сваб выполнен в виде полого корпуса с каналами, клапаном внутри и с установленными снаружи уплотнительными элементами.

Новым является то, что установка снабжена дополнительной емкостью с нейтрализатором вредных примесей в нефтяном газе, герметично сообщенной на входе через запорную арматуру с дыхательным каналом сборной емкости и через запорную арматуру и регулятор расхода газа с лубрикатором, а на выходе - со свечей рассеивания нейтрализованного газа в атмосферу, причем вход дополнительной емкости снабжен диспергатором, а выход - отбойником брызг, при этом полый корпус сваба снабжен внутри сужением, а клапан выполнен в виде установленного в корпусе соосно с возможностью ограниченного осевого перемещения стержня с утолщением, выполненным с возможностью герметичного взаимодействия снизу с сужением корпуса, причем стержень соединен сверху с канатом, а снизу - шарнирно с грузом.

Новым является также то, что дополнительная емкость снабжена теплообменником, внутренняя полость которого сообщена с выхлопной системой транспортной базы.

Анализ известных аналогичных решений позволяет сделать вывод об отсутствии в них признаков, сходных с отличительными признаками в заявляемом устройстве, то есть о соответствии заявляемого решения критериям «технический уровень» и «существенные отличия».

На фиг.1 представлена установка для добычи сернистой нефти в рабочем положении; на фиг.2 - устройство сваба; на фиг.3 - система нейтрализации вредных примесей в попутном газе; на фиг.4 - установка в рабочем положении.

Установка (см. фиг.1) содержит смонтированную на транспортной базе 1 с силовым двигателем лебедку 2 с канатом 3, на свободном конце которого размещен сваб 4 с грузом 5, спускаемый в скважину 6 через лубрикатор 7 с узлом герметизации каната 8, установленные на устье 9, мачту 10 с направляющим роликом 11 для каната 3, сборную емкость 12 для продукции скважины, снабженную дыхательным каналом 13 и соединенную с помощью трубопровода 14 через обратный клапан 15 с лубрикатором 7.

Сваб 4 (см. фиг.2) выполнен в виде полого корпуса 16 с окнами 17 и 18, сужением 19 и клапаном 20, который выполнен в виде соосно установленного в полом корпусе 16 стержня 21 с утолщением 22 с возможностью герметичного взаимодействия снизу с сужением 19. Перемещение стержня 21 вниз ограничивается взаимодействием утолщения 22 с упором 23. Стержень 21 сверху соединен с канатом 3, а снизу - с грузом 5 через шарнир 24. Снаружи полого корпуса 16 установлены уплотнительные элементы 25.

Установка снабжена дополнительной емкостью 26 (см. фиг.1), которая герметично сообщена на входе трубопроводом 27, на котором установлен запорный орган 28, с дыхательным каналом 13 сборной емкости 12, а также через запорный орган 29 и регулятор расхода газа 30 с трубопроводом 14, идущим через обратный клапан 15 и запорный орган 31 к лубрикатору 7. На выходе дополнительная емкость 26 сообщена трубопроводом 32 со свечой рассеивания 33 (см. фиг.3) нейтрализованного газа в атмосферу. Внутри дополнительной емкости 26 помещен нейтрализатор 34 вредных примесей в нефтяном газе, например водный раствор щелочи. Вход дополнительной емкости 26 снабжен диспергатором 35, а выход - отбойником брызг 36. Кроме того, для подогрева нейтрализатора 34 при работе в холодных условиях и повышения скорости реакции нейтрализации вредных газов, дополнительная емкость 26 может быть снабжена теплообменником 37, внутренняя полость 38 которого сообщена с выхлопной системой 39 транспортной базы 1 (на фиг.3 не показана).

Установка работает следующим образом.

Для откачки продукции скважины установка приводится в рабочее положение (см. фиг.1). Мачта 10 поднимается, лубрикатор 7 с узлом герметизации каната 8, соединенный с мачтой 10 при помощи шарнира 40, ставится на запорный орган 41, установленный на устье 9 скважины 6. Свечу рассеивания 33 (см. фиг.3) устанавливают на безопасном расстоянии (не менее 30 м) в направлении ветра от скважины и фиксируют растяжками 42. Запорные органы 41 (см. фиг.1) 31, 29, 28, а также установленный на входе в емкость 12 запорный орган 43 закрыты. Открывают запорный орган 41, сообщая лубрикатор 7 со скважиной 6. Контролируют давление в лубрикаторе 7, например, с помощью манометра 44. Если оно превышает атмосферное, открывают запорные органы 31 и 29 и газ из лубрикатора 7 через трубопроводы 14 и 27 поступает в дополнительную емкость 26. Проходя через диспергатор 35 (см. фиг.3), поток газа дробится на множество пузырьков, увеличивая поверхность контакта с нейтрализатором 34. Всплывая в среде нейтрализатора 35 газ очищается от сероводорода и меркаптанов и по трубопроводу 32 поступает на свечу рассеивания 33. Отбойник брызг 36 препятствует выносу брызг нейтрализатора 34 из дополнительной емкости 26 потоком газа, а также при транспортной тряске. Регулятор расхода 30 обеспечивает постоянство расхода газа при изменяющемся давлении в скважине и препятствует превышению номинального расхода газа через дополнительную емкость 26, обеспечивая качественную очистку газа.

При выравнивании давления в скважине с атмосферным запорный орган 29 закрывают, а запорные органы 28 и 43 открывают. Осуществляют с помощью лебедки 2 (см. фиг.1) на канате 3 спуск сваба 4 с грузом 5 в скважину 6, при этом обратный клапан 15 препятствует снижению давления в емкости 12 ниже атмосферного. За счет трения уплотнительных элементов 25 (см. фиг.2) о внутреннюю поверхность скважины 6 корпус сваба 16 перемещается вверх по отношению к стержню 21 и удерживается в верхнем положении, взаимодействуя утолщением 22 с упором 23. При входе в жидкость она свободно проходит через окна 17, открытый клапан 20, внутреннюю полость 45 корпуса 16 и окна 18, не препятствуя погружению сваба 4.

После достижения заданного погружения сваба 4 под уровень жидкости производят его подъем. При этом стержень 21 перемещается вверх относительно корпуса 16 до герметичного взаимодействия снизу с сужением 19 утолщения 22. Таким образом, клапан 20 закрывается и столб жидкости (на фиг.2 не показан) над свабом 4 благодаря уплотнительным элементам 25 поднимается вместе с ним по эксплуатационной колонне 46 скважины 6. Газ, находящийся над столбом жидкости, при подъеме сваба 4 (см. фиг.1) поступает по трубопроводу 14 в емкость 12, а из нее через дыхательный канал 13, открытый запорный орган 28 и трубопровод 27 в дополнительную емкость 26, проходит через нейтрализатор 34 и далее по трубопроводу 32 поступает на свечу рассеивания 33 (см. фиг.3). Поднимаемая жидкость поступает по трубопроводу 14 (см. фиг.1) в емкость 12, а выделяющийся из жидкости газ поступает через дыхательный канал 13 по трубопроводу 27 в дополнительную емкость 26, где он нейтрализуется и далее по трубопроводу 32 поступает на свечу рассеивания 33 (см. фиг.3). В зоне рассеивания периодически контролируют содержание в воздухе вредных веществ и при достижении предельно допустимых концентраций отработанный нейтрализатор 34 в дополнительной емкости 26 меняют на свежий, для чего отработанный нейтрализатор 34 сливается через запорный орган 47. Свежий нейтрализатор 34 заливается через заправочную горловину 48. Контроль уровня нейтрализатора 34 в дополнительной емкости 26 осуществляют через прозрачное окно 49.

Для предотвращения замерзания нейтрализатора 34 в зимнее время, а также для ускорения реакции нейтрализации в дополнительной емкости 26, за счет повышения температуры нейтрализатора 34, при необходимости во внутреннюю полость 38 теплообменника 37 направляют выхлопные газы из выхлопной системы 39 транспортной базы 1 (на фиг 3 не показана).

Шарнирное соединение 24 (см. фиг.2) стержня 21 сваба 4 с грузом 5 облегчает прохождение искривленных участков скважины 6. В случаях застревания сваба 4 в скважине 6 при спуске или при подъеме из-за асфальто-смоло-парафиновых отложений на эксплуатационной колонне 45 лебедкой 2 (см. фиг 1) через направляющий ролик 11 производят натяжения и ослабления каната 3. При этом происходят ограниченные перемещения стержня 21 и соединенного с ним груза 5 относительно корпуса 16 сваба 4 и ударные взаимодействия утолщения 22 с сужением 19 корпуса 16 при натяжении каната 3 и с упором 23 при ослаблении каната 3. Такое выполнение сваба 4 позволяет произвести ударные воздействия весом груза 5 на корпус 16 застрявшего сваба 4, стронуть его с места и извлечь из скважины без применения дополнительной грузоподъемной техники.

В транспортном положении установки (см. фиг.4) мачта 10 складывается поворотом в шарнире 50, установленном на основании 51. Лубрикатор 7 с размещенными внутри свабом и грузом (на фиг.4 не показаны) лежит на мачте 10. Свеча рассеивания 33 с трубопроводом 32 размещаются на транспортной базе 1. Трубопроводы 32 и 14 (на фиг.4 не показан) могут быть выполнены гибкими, что позволит переводить установку из транспортного положения в рабочее и наоборот без их отсоединения.

Таким образом, представленная установка для добычи сернистой нефти обеспечивает безопасность обслуживающего персонала, предотвращает загрязнение окружающей среды, сокращает затраты на ликвидацию осложнений при добыче нефти из скважин, поскольку позволяет освобождать застрявший сваб без привлечения дополнительного подъемного оборудования.

1. Установка для добычи сернистой нефти, содержащая смонтированную на транспортной базе с силовым двигателем лебедку с канатом, на свободном конце которого размещен сваб с грузом, имеющий возможность спуска в скважину через лубрикатор с узлом герметизации каната, установленные на устье, мачту с направляющим роликом для каната, сборную емкость для продукции скважины, снабженную дыхательным каналом и соединенную через обратный клапан с лубрикатором, причем сваб выполнен в виде полого корпуса с каналами, клапаном внутри и с установленными снаружи уплотнительными элементами, отличающаяся тем, что она снабжена дополнительной емкостью с нейтрализатором вредных примесей в нефтяном газе, герметично сообщенной на входе через запорную арматуру с дыхательным каналом сборной емкости и через запорную арматуру и регулятор расхода газа с лубрикатором, а на выходе - со свечей рассеивания нейтрализованного газа в атмосферу, причем вход дополнительной емкости снабжен диспергатором, а выход - отбойником брызг, при этом полый корпус сваба снабжен внутри сужением, а клапан выполнен в виде установленного в корпусе соосно с возможностью ограниченного осевого перемещения стержня с утолщением, выполненным с возможностью герметичного взаимодействия снизу с сужением корпуса, причем стержень соединен сверху с канатом, а снизу - шарнирно с грузом.

2. Установка для добычи сернистой нефти по п.1, отличающаяся тем, что дополнительная емкость снабжена теплообменником, внутренняя полость которого сообщена с выхлопной системой транспортной базы.

www.findpatent.ru

установка для добычи нефти - патент РФ 2182220

Изобретение относится к оборудованию для добычи нефти из скважины. Обеспечивает высокую производительность труда в процессе спускоподъемных операций при добыче нефти и при выполнении ремонтно-профилатических работ, безопасность и надежную защиту от негативных последствий газонефтяных выбросов. Сущность изобретения: установка содержит барабан с полым валом, вертлюг и гибкую полимерно-металлическую трубу. Труба имеет вмонтированный в нее электрический канал и электромагнитный клапан. Труба выполнена гибкой с возможностью наматывания на барабан. Она имеет длину хода, равную расстоянию между продуктивным пластом и устьем скважины. На устье скважины имеются выкид с байпасом для выпуска газа из затрубного пространства. Также имеются верхнее и нижнее уплотнения. Между ними электромагнитный клапан находится открытым после подъема трубы. В это время происходит опорожнение трубы от нефти. 1 ил. Изобретение относится к оборудованию для добычи нефти из скважины. Известна длинноходовая глубинная установка с гибким тяговым органом из стальной ленты для добычи нефти с помощью скважинных плунжерных насосов [1, рис. 3.2]. В этой установке стальная лента, на которой подвешен плунжер глубинного насоса, наматывается многослойно на бобину, приводимую в действие электродвигателем. Цилиндром насоса являются насосно-компрессорные трубы (НКТ). Длина хода установки составляет 200 и более метров. Недостатком установки со стальной лентой является необходимость привязки к жестким стальным НКТ, что приводит к большим затратам времени и средств при, выполнении ремонтно-профилактических работ с. подъемом НКТ. Кроме того, в этой установке неизбежны утечки жидкости и потери энергии в парах трения НКТ - плунжер, а устьевое уплотнительное устройство для стальной ленты отличается сложностью конструкции [1, рис.7.1] и требует дополнительных затрат на обслуживание и ремонт. Известна также установка для добычи нефти [2]. Эта установка содержит гибкую полимерно-металлическую трубу, на нижнем конце которой установлен обратный клапан, полированный шток и барабан для возвратно-поступательного движения манжетного плунжера в процессе работы установки. Эта установка наиболее близка к заявленной и принята за прототип. Недостатками установки для добычи нефти являются: ограниченная длиной полированного штока длина хода манжетного плунжера; наличие подверженных износу узлов трения, таких как полированный шток и манжетный плунжер; неконтролируемое изменение длины хода манжетного плунжера из-за деформаций растяжения и сжатия полимерно-металлической трубы при ходе плунжера вниз и вверх. Предлагаемая установка для добычи нефти лишена отмеченных недостатков и обладает целым рядом технико-технологических преимуществ: высокой производительностью труда в процессе спускоподъемных операций при добыче нефти и при выполнении ремонтно-профилактических работ, безопасностью и надежной защитой от негативных последствий газонефтяных выбросов. Технический эффект достигается тем, что в предлагаемой установке для добычи нефти, содержащей гибкую полимерно-металлическую трубу с обратным клапаном и барабан, гибкая полимерно-металлическая труба выполнена для наматывания на барабан и имеет вмонтированный в нее электрический канал, электромагнитный клапан и длину хода, равную расстоянию между продуктивным пластом и устьем скважины, где имеется выкид с байпасом для выпуска газа из затрубного пространства, верхнее и нижнее уплотнения, между которыми электромагнитный клапан находится открытым после подъема гибкой полимерно-металлической трубы для ее опорожнения от нефти, при этом верхний конец полимерно-металлической трубы через направляющие ролики присоединен к барабану, который имеет полый вал и вертлюг. На чертеже представлена функциональная схема предлагаемой установки для добычи нефти. Установка для добычи нефти состоит из гибкой полимерно-металлической трубы 1 с обратным клапаном 2 и электромагнитным клапаном 3, управляемым по электрическому каналу, вмонтированному в гибкую полимерно-металлическую трубу 1, и барабана 6 с вертикальным полым валом. Вертикальное расположение и коническая поверхность барабана 6 - для улучшения укладки витков гибкой полимерно-металлической трубы 1 на барабан 6. Гибкая полимерно-металлическая труба покрыта снаружи и изнутри эластичными оболочками, например из полиэтилена или нефтестойкой резины, и имеет радиальную работающую на внутреннее давление и смятие и осевую работающую на растяжение металлическую арматуру. Конструктивно гибкая полимерно-металлическая труба может быть выполнена аналогично шлангу для бурения скважин [3]. Для конкретных условий применения возможны модификации гибкой полимерно-металлической трубы. На устье скважины, обсаженной колонной 7, установлены верхнее 8 и нижнее 9 уплотнения, герметизирующие кольцевое пространство между обсадной колонной 7 и наружной оболочкой гибкой полимерно-металлической трубы 1. Для отвода жидкости предусмотрен выкид 10, а для выпуска газа из затрубного пространства - байпас 11. Жестких НКТ в предлагаемой установке нет, максимальная длина хода равна расстоянию между устьем скважины и продуктивным пластом. Установка для добычи нефти работает следующим образом. Гибкая полимерно-металлическая труба 1 спускается до продуктивного пласта путем разматывания с барабана 6; обратный клапан 2 при этом открыт и нефть из скважины поступает во внутреннюю полость гибкой полимерно-металлической трубы 1. Электромагнитный клапан 3 закрыт. Заполненная нефтью гибкая полимерно-металлическая труба 1 поднимается через направляющие ролики 4 и 5 и наматывается на барабан 6; нефть через верхний конец гибкой полимерно-металлической трубы 1 направляется в промысловую сеть. После подъема гибкой полимерно-металлической трубы 1, когда электромагнитный клапан 3 находится между уплотнениями 8 и 9, по электрическому каналу, вмонтированному в гибкую полимерно-металлическую трубу 1, подается ток, электромагнитный клапан 3 открывается и нефть из гибкой полимерно-металлической трубы 1 от направляющего ролика 4 до устья скважины сливается в промысловую сеть; продолжается также опорожнение гибкой полимерно-металлической трубы 1, находящейся на барабане 6, через верхний конец гибкой полимерно-металлической трубы, вертлюг и полый вал барабана 6. Газ, растворенный в нефти при пластовом давлении, выделяется во внутренней полости гибкой полимерно-металлической трубы 1, что способствует ускорению ее опорожнения. По окончании опорожнения электромагнитный клапан 3 закрывается и цикл повторяется. В случае добычи высоковязкой нефти возможно применение продувки воздухом или газом через электромагнитный клапан 3, когда он находится между уплотнениями 8 и 9, или из ресивера, питаемого компрессором (на черт. не показан). Предлагаемую установку для добычи нефти можно также использовать при освоении скважин для вызова притока жидкости из пласта в скважину. В этом случае поднимаемая из скважины технологическая жидкость направляется не в промысловую сеть, а на сброс в емкость. Источники информации 1. Храмов Р. А. Длинноходовая насосная установка для добычи нефти. - М: Недра, 1996. 2. Заявка РФ 94000524, кл. Е 21 В 43/00. 3. А. С. 149283.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Установка для добычи нефти, содержащая гибкую полимерно-металлическую трубу с обратным клапаном и барабан, отличающаяся тем, что гибкая полимерно-металлическая труба выполнена для наматывания на барабан и имеет вмонтированный в нее электрический канал, электромагнитный клапан и длину хода, равную расстоянию между продуктивным пластом и устьем скважины, где имеются выкид с байпасом для выпуска газа из затрубного пространства, верхнее и нижнее уплотнения, между которыми электромагнитный клапан находится открытым после подъема гибкой полимерно-металлической трубы для ее опорожнения от нефти, при этом верхний конец гибкой полимерно-металлической трубы через направляющие ролики присоединен к барабану, который имеет полый вал и вертлюг.

www.freepatent.ru

установка для добычи нефти - патент РФ 2122105

Классы МПК:E21B43/00 Способы или устройства для добычи нефти, газа, воды, растворимых или плавких веществ или полезных ископаемых в виде шлама из буровых скважин
Автор(ы):Тахаутдинов Ш.Ф., Нурмухаметов Р.С., Галимов Р.Х., Тронов В.П., Сахабутдинов Р.З., Фаттахов Р.Б., Дорофеев В.А., Набиев З.Г.
Патентообладатель(и):Галимов Разиф Хиразетдинович,Фаттахов Рустем Бариевич
Приоритеты:

подача заявки:1997-01-21

публикация патента:20.11.1998

Использование: в нефтяной и газовой промышленности, в частности в системах механизированной добычи газонефтяной смеси из скважин. Обеспечивает увеличение добычи нефти, расширение условий применимости, отбора и сжатия газа компрессором с приводом от балансира станка-качалки. Сущность изобретения: устройство включает станок-качалку, глубинный насос, подвесной компрессор с приводом от балансира станка-качалки и всасывающей линией. Она соединена с затрубным пространством скважины. Часть компрессора, ограниченная стенками цилиндра и тыльной стороной поршня, герметично соединена с затрубным пространством этой же или другой скважины. Это выполнено с учетом определения газовой силы компрессора по формуле. 2 ил., 1 табл. Предложение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к системам механизированной добычи газонефтяной смеси из скважин. Известна установка для добычи нефти, включающая скважину и глубинно-насосную установку, состоящую из глубинного насоса и станка-качалки (См. книгу: Муравьев И. М. и др. "Технология и техника добычи нефти и газа", изд-во "Недра", 1971. 496 с. С. 289 - 290). Установка позволяет извлекать нефть на поверхность для дальнейшей переработки. Недостатком установки является снижение добычи нефти в процессе ее работы, вызванное следующим. В процессе работы установки из нефти, поступающей на забой, выделяется газ, который скапливается в затрубном пространстве скважины. В результате этого давление в затрубном пространстве и соответственно забойное давление растут, что приводит к уменьшению притока нефти из пласта, к снижению дебита скважины и добычи нефти. Наиболее близкой по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемой является установка для добычи нефти, включающая глубинно-насосную установку, скважину, подвесной компрессор с приводом от балансира станка-качалки, всасывающая линия которого соединена с затрубным пространством скважины, подводящие и отводящие трубопроводы нефти и газа (см. статью P. W. Fairchild, M.J. Sherry "Wellhead gas compression extends life of beam-pumped wells" в ж. "World Oil", July, 1992, p. 71). Данная установка позволяет увеличить добычу нефти за счет снижения забойного давления путем откачки газа подвесным компрессором из затрубного пространства скважины. Недостатком известной установки является низкий прирост добычи нефти из-за неполной откачки газа из затрубного пространства скважины подвесным компрессором, связанной с ограниченной допускаемой производительностью и мощностью подвесного компрессора, который можно устанавливать на станок-качалку, что обусловлено следующим. При сжатии газа в цилиндре компрессора возникает газовая сила (действующая на поршень), которая воздействует на шатун и вал редуктора дополнительно к нагрузке, вызванной весом штанг и поднимаемой жидкости. На фиг. 1 представлена схема балансира с действующими на него силами и нагрузками при ходе головки балансира вверх (когда происходит подъем жидкости на поверхность и сжатие газа), откуда запишется условие применимости известной установки Fголa + FкомCb, (1)гдеFгол - нагрузка на головку балансира при ходе головки балансира вверх, включающая вес штанг, вес поднимаемой жидкости и инерционные силы;a - расстояние от точки O опоры балансира до точки приложения силы Fгол;Fком - газовая сила, создаваемая при сжатии газа компрессором;C - удаление точки крепления компрессора от опоры балансира;Fшат - максимальное (допустимое) усилие в шатуне, передаваемое балансиром в точку их соединения, которое определяется через предельную (максимально допустимую по паспорту станка-качалки) нагрузку на головку балансира F*Fшат = F*a/b, (2)гдеb - удаление точки соединения балансира и шатуна от точки O (обычно длина заднего плеча). Из выражения (1) с учетом (2) получим формулу для определения газовой силыFком<(F - Fгол)a/c, (3)откуда видно, что при применении известной установки на станок-качалку можно устанавливать компрессор, развивающий газовую силу, не превышающую значение в правой части выражения (3). Причем величина Fком тем меньше, чем более нагружен станок-качалка (то есть, чем ближе значение Fгол к F*). При высокой или полной загрузке станка-качалки (Fгол близко или равно F*) величина Fком приближается к нулю. Поэтому для соблюдения условия (3) в известной установке требуется устанавливать компрессор с меньшим диаметром цилиндра (для уменьшения газовой силы), и, следовательно, меньшей производительности, что приводит к уменьшению откачки газа из затрубного пространства, установлению в нем повышенного давления, снижению притока и добычи нефти. Таким образом, известная установка при полной или высокой загрузке станка-качалки является неработоспособной или работает с пониженной эффективностью (низкий прирост добычи нефти), то есть имеет ограниченную применимость. Решаемая техническая задача состоит в том, что необходимо создать такую установку для добычи нефти, которая бы при минимальных затратах на реконструкцию имеющихся в промышленности технологических схем, обеспечивала бы эффективное извлечение нефти и газа с забоя на поверхность. Целью предлагаемой установки является увеличение добычи нефти, а также расширение условий применимости отбора и сжатия газа компрессором с приводом от балансира станка-качалки. Поставленная цель достигается описываемой установкой для добычи нефти, включающей станок-качалку, глубинный насос, подвесной компрессор с приводом от балансира станка-качалки и всасывающей линией, соединенной с затрубным пространством скважины. Новым является то, что часть компрессора, ограниченная стенками цилиндра и тыльной стороной поршня герметично соединена с затрубным пространством этой же или другой скважины с учетом определения газовой силы компрессора (Fком, H) из условияFком<(F - Fгол)a/c + PзатрS,гдеF* - максимально допустимая нагрузка на головку балансира, H;Fгол - нагрузка на головку балансира при ее ходе вверх, H;a - расстояние от точки опоры балансира до точки приложения нагрузки на головку балансира, м;c - удаление точки крепления компрессора от опоры балансира, м;Pзатр - давление в затрубном пространстве скважины, Па;S - площадь тыльной поверхности поршня, м2. Из доступных источников патентной и научно-технической литературы нам неизвестна заявленная совокупность отличительных признаков. Следовательно, предлагаемая установка отвечает критерию "существенные отличия". На фиг. 2 изображена принципиальная технологическая схема установки для добычи нефти. Установка для добычи нефти содержит скважины 1 и 2, включающие затрубное пространство 3, насосно-компрессорные трубы 4, глубинный насос 5, станок-качалку 6, подвесной компрессор 7, включающий цилиндр 8 и поршень 9, всасывающий 10 и нагнетательный 11 газопроводы, нефтепровод 12, соединительный газопровод 13. Установка работает следующим образом. Глубинный насос 5, приводимый в действие балансиром станка-качалки 6, откачивает нефть из скважины 1 и подает ее по насосно-компрессорным трубам 4 на поверхность в нефтепровод 12. Подвесной компрессор 7 с приводом от балансира станка-качалки 6 откачивает газ из затрубного пространства 3 скважины 1 через всасывающий газопровод 10, сжимает газ в камере сжатия, ограниченной стенками цилиндра 8 и нижней поверхностью поршня 9, и направляет по нагнетательному газопроводу 11 в нефтепровод 12. При движении поршня 9 вниз, когда происходит сжатие газа под поршнем, газ из затрубного пространства 3 скважины 1 или 2 по соединительному газопроводу 13 поступает в герметично изолированную от атмосферного воздуха часть компрессора 7, ограниченную внутренней поверхностью цилиндра 8 и тыльной (верхней) поверхностью поршня 9, поддерживая в этой части компрессора давление Pтыл, равное давлению в затрубном пространстве скважины 1 или 2 Pзатр. В результате чего на поршень действует сила FтылFтыл = PзатрS, (4)гдеS - площадь тыльной поверхности поршня, воспринимающая давление Pтыл = Pзатр, причем сила Fтыл противодействует газовой силе Fком. Тогда для предлагаемой установки условие применимости запишется следующим образом:Fголa + FкомC - FтылC<Fb, (5)откуда с учетом (4) получим формулу для определения газовой силы компрессора при использовании предлагаемой установкиFком<(F - Fгол)a/c + PзатрS. (6)Из сравнения выражений (3) и (6) следует, что при использовании предлагаемой установки на станок-качалку можно устанавливать компрессор с большей газовой силой (на величину PзатрS), чем при использовании известной установки. Пример конкретного выполнения. Из скважины, оборудованной станком-качалкой СК-8 (с максимально допустимой нагрузкой F* = 80 кН) добывают девонскую нефть в количестве 5,5 т/сут с газовым фактором 50 м3/т. Максимальная нагрузка при ходе головки балансира вверх составляет Fгол = 65 кН, то есть станок-качалка частично недогружен, что позволяет установить на заднем плече балансира подвесной компрессор с диаметром цилиндра 200 мм. Подвесной компрессор отбирает газ из затрубного пространства скважины в количестве 275 м3/сут, поддерживая давление в затрубном пространстве 0,25 МПа и давление в нагнетательной линии 1,2 МПа (достаточное для подачи газа в нефтяную линию). При этих установившихся параметрах компрессор создает газовую силу, равную 37,68 кН, что не превышает допустимую газовую силу, определяемую по формуле (6)Fком = 37680 H < (80000 - 65000)2 + (2500003,14/40,22) = 37850 Н. При возрастании давления в нефтяной линии (и соответственно в нагнетательной линии) из-за прикрытия задвижки на сборном пункте (или по другой причине) с 1,2 МПа до 1,4 МПа газовая сила компрессора также возрастает с 37680 H до 43960 H, поэтому цилиндр компрессора с тыльной стороны поршня соединяют с затрубным пространством другой скважины, давление в котором не ниже 0,45 МПа. Тогда рассматриваемая предлагаемая установка остается работоспособной, так как соблюдается условие (6)Fком = 43960 H < (80000 - 65000)2 + (4500003,14/40,22) = 44130 Н. Результаты испытания известной и предлагаемой установок приведены в таблице. Из таблицы видно, что при использовании предлагаемого способа дебит нефти больше на 28%, чем по известному способу за счет полного отбора газа (0,19 м3/мин против 0,15 м3/мин) и создания меньшего давления в затрубном пространстве (0,25 МПа против 0,32 МПа), что обеспечивается применением компрессора с большим диаметром (200 мм против 176 мм) без нарушения работы станка-качалки. Технико-экономическая эффективность предлагаемой установки складывается из прибыли от увеличения добычи нефти и расширения области применимости отбора и сжатия газа компрессором с индивидуальным приводом.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Установка для добычи нефти, включающая станок-качалку, глубинный насос, подвесной компрессор с приводом от балансира станка-качалки и всасывающей линией, соединенной с затрубным пространством скважины, отличающаяся тем, что часть компрессора, ограниченная стенками цилиндра и тыльной стороной поршня, герметично соединена с затрубным пространством этой же или другой скважины с учетом определения газовой силы компрессора (Fком, H) из условияFком < (F* - Fгол) a/c + Pзатр S,где F* - максимально допустимая нагрузка на головку балансира, H;Fгол - нагрузка на головку балансира при ее ходе вверх, H;a - расстояние от точки опоры балансира до точки приложения нагрузки на головку балансира, м;с - удаление точки крепления компрессора от опоры балансира, м;Pзатр - давление в затрубном пространстве скважины, Па;S - площадь тыльной поверхности поршня, м2.

www.freepatent.ru

Установка для добычи нефти

 

ОП ИСАНИЕ

ИЗОБРЕТЕН ИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

Союз Советскик

Социалистическик

Республик

868119 (61) Дополнительное к авт. свид-ву— (22) Заявлено 19.07.79 (21) 2799776/22-03 с присоединением заявки №вЂ” (23) Приоритет— (51) М. Кл,з

F 04 В 47/12

Гаеударстееннмй кемнтет по делам нзебретеннй н еткрмтий (53) УДК 622.245;.7 (088.8) Опубликовано 30.09.81. Бюллетень № 36

Дата опубликования описания 30.09.81 (72) Авторы изобретения

P. М. Кулиев (71) Заявитель (54) УСТАНОВКА ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ

Изобретение относится к конструкциям глубиннонасосных установок, применяемых для добычи нефти. Оно найдет применение йри эксплуатации нефтяных скважин с подводным расйоложением устья.

Известна установка .для добычи нефти, включающая штанговый насос, полированный шток которого связан с поршнем, установленным в камеру, куда подается жидкость под давлением для поднятия поршня со штоком (1).

Однако установка не может быть использована для эксплуатации скважины с подводным расположением устья.

Известна также установка для добычи нефти, состоящая из глубинного штангового насоса, полированного штока и привода насоса, выполненного в виде камеры с поршнем, связанным с полированным штоком, подпоршневое пространство которой связано через двухпозиционный золотник с источником давления (2).

Однако в условиях подводного расположения устья установка не найдет применения, поскольку требует высокого давления гидропривода, осложнен процесс подземного ремонта,так как установка по рельсу должна быть отодв и нута от устья скв аж и ны.

Целью изобретения является обеспечение добычи нефти из скважины с подводным расположением устья.

Поставленная цель достигается тем, что камера установлена в направляющих стойках с ограничителями, жестко связана с поршнем и разделена диафрагмой, над которой в камере выполнено отверстие.

Поршень выполнен пустотелым, а источником давления является сжатый газ.

На фиг. 1 показана установка для добычи нефти в нижнем положении; на фиг..2— установка с верхним размещением поршня.

Предлагаемая установка состоит из направляющей мачты, состоящей из четырех

1к направляющих стоек 1 с направляющими воронками 2 на нижних концах, а также верхним 3 и нижним 4 ограничителями хода вверх и вниз поршня 5, камеры 6, жестко связанной с поршнем 5 и связанной с источником сжатого газа, например баллоном 7 давление в котором превышает гидростатическое давление морской воды у нижнего ограничителя поршня и с атмосферой с помощью шланга 8 через двухпозиционный

868119 золотник 9; устьевого сальника 10, служащего для герметизации устья и выкидной линии ll, полированного штока 12, предназначенного для соединения колонны штанг с поплавком 5 шточка 13, расположенного на верхнем ограничителе и служащего для подъема и спуска установки.

Монтаж и эксплуатация установки осуществляются следующим способом.

После спуска глубинного насоса в скважину последнюю штангу соединяют с полированным штоком 12 и, пропустив ее через устьевой сальник 10 установки, соединяют с поршнем, который выполнен пустотелым и является поплавком 5. Известным способом по направляющему канату установка в собранном виде спускается и монтируется 1s на устье скважины.

Соединение устьевого сальника 10 с устьем скважины и выкидной линии с трубопроводом, в зависимости от глубины моря, осуществляется с помощью водолаза или же дистанционно с помощью известных соединителей.

После монтажа установки поплавок находится в крайнем нижнем положении. Для того чтобы привести установку в движение, камеру 6 через шланг 8 при помощи двухпозиционного золотника 9 сообщают с баллоном сжатого газа 7, давление в котором превышает гидростатическое давление воды нижнего ограничителя. При этом газ, находящийся под давлением, превышающим гидростатическое давление воды, находящийся в полости камеры, заполняет камеру поршня-поплавка 5 и вытесняет из нее воду, увеличивая таким образом подъемную силу поршня-поплавка 5, придавая ему положительную плавучесть. В результате поршень 5 поднимается вверх и тянет колонну штанг, плунжер насоса и находящуюся над ни м- жидкость.

Дойдя до верхнего ограничителя 3, поршень останавливается, и в это время срабатывает золотник 9 соединяя камеру с атмосферой. Находящийся в камере газ выбрасывается в атмосферу, вследствие чего камера заполняется водой, что приводит к увеличению веса поплавка, который приобретает отрицательную плавучесть и опускается вниз до нижнего ограничителя 4, завершая, таким образом один цикл откачки жидкости.

Расстояние между ограничителями, определяющее ход плунжера, постоянный объем поршня-поплавка, изменение объема камеры и частота изменения определяются исходя из характеристики и параметров конкретной скважины.

Формула изобретения

1. Установка для добычи нефти, состоящая из глубинного штангового насоса, полированного штока и привода насоса, выполненного в виде камеры с поршнем, связанным с полированным штоком, подпоршневое пространСтво которой связано через двухпозиционный золотник с источником давления, отличающаяся тем, что с целью обеспечения добычи нефти из скважины с подводным расположением устья, камера установлена в направляющих стойках с ограничителями, жестко связана с поршнем и разделена диафрагмой, над которой в камере выполнено отверстие.

2. Установка по п. 1, отличающаяся тем, что поршень выполнен пустотелым, а источником давления является сжатый газ.

Источники информации, принятые во внимание при экспертизе

l. Авторское свидетельство СССР № 69431 кл. F 04 В 47/04, 1947.

- 2. Авторское свидетельство СССР № 652347, кл. F 04 В 47/00, 1977 (прототип) .

868119

Составитель И. Кепке

Редактор С. Крупенина Техред А. Бойкас Корректор Г. Назарова

Заказ 8273/39 Тираж 715 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, Ж вЂ” 35, Раушская наб., д. 4/5

Филиал ППП «Патент>, г. Ужгород, ул. Проектная, 4

    

www.findpatent.ru