close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

Патент BY10031

код для вставкиСкачать
ОПИСАНИЕ
ИЗОБРЕТЕНИЯ
К ПАТЕНТУ
РЕСПУБЛИКА БЕЛАРУСЬ
(46) 2007.12.30
(12)
(51) МПК (2006)
НАЦИОНАЛЬНЫЙ ЦЕНТР
ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ
СОБСТВЕННОСТИ
(54)
BY (11) 10031
(13) C1
(19)
E 21B 43/00
УСТАНОВКА ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН
(21) Номер заявки: a 20050302
(22) 2005.03.29
(43) 2006.12.30
(71) Заявитель: Республиканское унитарное предприятие "Производственное
объединение "Белоруснефть" (BY)
(72) Авторы: Галай Михаил Иванович;
Лобов Александр Иванович; Демяненко Николай Александрович;
Мануйло Василий Сергеевич (BY)
(73) Патентообладатель: Республиканское
унитарное предприятие "Производственное объединение "Белоруснефть"
(BY)
(56) RU 2196249 C1, 2003.
RU 2087700 C1, 1997.
RU 2101471 C1, 1998.
RU 2135830 C1, 1999.
RU 2159330 C1, 2000.
BY 10031 C1 2007.12.30
(57)
Установка для эксплуатации нефтяных скважин, включающая колонну насоснокомпрессорных труб, вставной насос и хвостовик со всасывающим клапаном, соединенные посредством корпуса, в котором выполнено коническое седло с уплотнениями, отличающаяся тем, что внутри корпуса выполнены полости, связанные с внутренней
полостью хвостовика посредством каналов и отделенные от затрубного пространства
диафрагмами, разрушаемыми создаваемым в затрубном пространстве импульсом давления, а в нижней части корпуса выполнены ловильные камеры для фрагментов разрушенной диафрагмы.
Фиг. 1
BY 10031 C1 2007.12.30
Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для эксплуатации нефтяных скважин с высоким газовым фактором и использованием вставных трубных
насосов.
Известна штанговая насосная установка [1], в которой в процессе добычи нефти с начала восходящего хода плунжера свободный газ, скапливающийся в межтрубном пространстве скважины, вводят во внутреннюю полость цилиндра для откачивания его
совместно с газожидкостной смесью, а в конце восходящего хода плунжера для увеличения коэффициента наполнения установки и обеспечения откачивания свободного газа во
внутреннюю полость цилиндра, под действием давления столба жидкости, находящегося
в НКТ, из кольцевого пространства вводят отсепарированную жидкость, которую направляют в него по стенкам НКТ из восходящего потока под действием гравитационных сил,
при этом отсепарированную жидкость дросселируют для дополнительного выделения из
нее газа и понижения давления во внутренней полости цилиндра.
Недостатком данной конструкции является то, что во время эксплуатации насосной
установки постоянно имеет место гидравлическая связь между полостью НКТ над плунжером скважинного насоса и приемной полостью под нагнетательным клапаном плунжера, что приводит к тому, что вследствие значительного превышения гидростатического
давления жидкости в колонне НКТ над давлением всасывания затрудняется процесс открытия всасывающего клапана, и то, что это же гидростатическое давление и препятствует отводу свободного газа из-под плунжера насоса.
Известен также глубинный штанговый насос [2], включающий в себя цилиндр, расположенный в цилиндре, с возможностью возвратно-поступательного движения, плунжер с
нагнетательным клапаном, втулочный упор плунжера, всасывающий клапан, расположенный сбоку, вне зоны действия плунжера.
Недостатком данной конструкции является то, что при повышенном газовом факторе
скважины над плунжером насоса нарастает "шапка" свободного газа, которая существенно
снижает коэффициент наполнения насоса и оказывает нежелательное влияние на работу
штанговой насосной установки. Кроме того, при движении плунжера вниз жидкость из
колонны нефтяных труб свободно перетекает в затрубное пространство через радиальное
отверстие, тем самым снижая производительность насоса.
Наиболее близкой к предложенному техническому решению является скважинная
штанговая насосная установка [3] для откачки эмульсионных нефтей и газожидкостных
смесей, содержащая колонну НКТ с хвостовиком, штанговый насос с основными и дополнительными всасывающими клапанами, причем насос садится на опорное конусное седло.
Недостатком данной насосной установки является то, что конструкция не позволяет
откачать из забоя скважины имеющуюся там воду или жидкость. Кроме того, не решена
проблема отвода свободного газа, скапливающегося под плунжером насоса.
Задача изобретения состоит в обеспечении возможности добычи эмульсионных нефтей и газожидкостных смесей с высоким газовым фактором вставными насосами, оснащенными хвостовиками, и исключении из работы хвостовика после откачки жидкости
глушения.
Поставленная задача достигается тем, что в известной установке для эксплуатации
нефтяных скважин, включающей в себя вставной насос и хвостовик, оснащенный всасывающим клапаном, соединенные посредством корпуса, внутри которого устроено коническое седло с уплотнениями, отличающийся тем, что внутри корпуса устроены полости,
связанные с внутренней полостью хвостовика посредством каналов и отделенные от затрубного пространства диафрагмами, разрушаемыми импульсом давления, а в нижней
части корпуса устроены ловильные камеры для фрагментов разрушенной диафрагмы.
Устройство газосепаратора представлено на фиг. 1.
К колонне НКТ 1 присоединен корпус 12 с коническим седлом 2, снизу к нему пристыкован хвостовик 3, в нижней части которого установлен всасывающий клапан 4. В ко2
BY 10031 C1 2007.12.30
ническом седле 2, оснащенном уплотнениями 5 и 6, посажен глубинный штанговый насос
7, внутри приемной камеры 8 которого перемещается плунжер 9 с нагнетательным клапаном 10. Приемная камера 8 оснащена всасывающим клапаном 11. В корпусе 12 устроены
полости 13, которые отделены от затрубного пространства скважины 14 посредством диафрагм 15, которые рассчитаны на предельное давление. Полости 13 гидравлически соединяются с внутренним пространством хвостовика 16 посредством каналов 17, в корпусе 12
устроены ловильные камеры 20. Плунжер 9 соединен со станком-качалкой (на схеме не
указана) при помощи колонны насосных штанг 18.
Газосепаратор работает следующим образом (фиг. 1). Во время освоения скважины
после бурения или капитального ремонта производится откачка жидкости глушения из
забоя скважины. При восходящем ходе плунжера 9 в приемной камере насоса 8 понижается давление, всасывающие клапаны 11 и 4 открываются и приемная камера 7 заполняется
жидкостью из забоя скважины через хвостовик 3. Нагнетательный клапан 10 плунжера 9
закрыт, и жидкость, находящаяся над плунжером 9, по колонне НКТ 1 подается на устье
скважины. При нисходящем ходе плунжера 9 давление в приемной камере 8 возрастает,
всасывающий клапан 11 закрыт, и жидкость через открытый нагнетательный клапан 10
перетекает в полость 19, находящуюся над плунжером 9.
Далее цикл повторяется. Процесс продолжается до полного извлечения жидкости глушения из забоя скважины.
После этого (фиг. 2) затрубное пространство 14 до устья заполняется нефтью. И при
помощи насосного агрегата (на схеме не показан) в затрубном пространстве 14 создается
импульс давления, который разрушает диафрагмы 15, фрагменты разрушенной диафрагмы 21 попадают в ловильные камеры 20 корпуса 12. Таким образом, открывается гидравлическая связь между затрубным пространством 14 и внутренней полостью хвостовика 16
через полости 13 и каналы 17 корпуса 12, при этом всасывающий клапан 4 хвостовика 3
исключается из работы и постоянно остается закрытым.
С этого момента установка работает следующим образом (фиг. 2).
Во время восходящего хода плунжера 9 давление в приемной камере насоса 8 снижается и открывается всасывающий клапан 11. Пластовый флюид из забоя скважины поднимается по затрубному пространству 14 до динамического уровня, при этом из него
естественным образом сепарируется попутный газ, который поднимается на устье скважины и утилизируется. Освобожденный от газа пластовый флюид через полости 13 корпуса 12 по каналам 17 перетекает во внутреннюю полость 16 хвостовика 3, далее через
открытый всасывающий клапан 11 попадает в приемную камеру 8 насоса 7, заполняя ее.
Плунжер 9 с закрытым нагнетательным клапаном 10, перемещаясь вверх, нагнетает пластовый флюид в колонну НКТ 1 и далее на устье скважины.
Во время нисходящего хода плунжера 9 давление в приемной камере 8 возрастает и
всасывающий клапан закрывается, одновременно открывается нагнетательный клапан 10
и пластовый флюид перетекает в полость 19, находящуюся над плунжером 9.
Далее цикл повторяется.
Источники информации:
1. Патент RU 2186949. Способ добычи жидкости и газа из скважины и штанговая насосная установка для его осуществления // Изобретения. Полезные модели. - 2002. - № 22. С. 487.
2. Патент RU 2 165 010. Глубинный штанговый насос // Изобретения. Полезные модели. - 2001. - № 10. - С. 263.
3. Патент RU 2 196 249. Скважинная штанговая насосная установка // Изобретения.
Полезные модели. - 2003. - № 1. - С. 325 (прототип).
3
BY 10031 C1 2007.12.30
Фиг. 2
Национальный центр интеллектуальной собственности.
220034, г. Минск, ул. Козлова, 20.
4
Документ
Категория
Без категории
Просмотров
0
Размер файла
156 Кб
Теги
by10031, патент
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа