Турбонасосные установки для добычи нефти. Установка для добычи нефти


Установка для добычи нефти

 

Использование: в нефтяной и газовой промышленности, в частности в установках механизированной добычи газонефтяной смеси из скважин в условиях холодного климата. Обеспечивает извлечение нефти на поверхность для дальнейшей переработки. Сущность изобретения: установка включает станок-качалку, глубинный насос, подвесной компрессор с всасывающим патрубком и нагнетательным газопроводом. Установка имеет также емкость для ингибитора гидратообразования и клапан. Емкость и клапан расположены на газопроводе. Он соединяет нагнетательный газопровод с затрубным пространством скважины. Клапан функционально связан с всасывающим патрубком компрессора. 1 ил., 2 табл.

Предложение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к установкам механизированной добычи газонефтяной смеси из скважин в условиях холодного климата.

Известна установка для добычи нефти, включающая скважину, глубинный насос с приводом от станка-качалки, нефтепровод, газопровод, соединяющий нефтепровод с затрубным пространством скважины. ( А.П.Силаш "Добыча и транспорт нефти и газа". Часть 1. Пер. с англ. - М.: Недра, 1980, 375 с. Пер. изд. ВНР. 1975. С. 251 - 252). Данная установка обеспечивает извлечение нефти на поверхность для дальнейшей переработки. Недостатком установки является снижение добычи нефти в процессе ее функционирования, вызванное следующим. В процессе работы установки из газоводонефтяной эмульсии, поступающей на забой, выделяется углеводородный газ и влага в капельном или парообразном виде. В условиях высокого давления (определяемого давлением в нефтепроводе, обычно равным 0,8 - 2,0 МПа) и пониженной температуры на устье (близкой к температуре окружающего воздуха) углеводородный газ с влагой образует на устье скважины гидраты, которые забивают отводящий газопровод, препятствуя отводу газа из затрубного пространства в нефтепровод. В результате этого давление в затрубном пространстве и, соответственно, забойное давление растут, что приводит к снижению притока нефти из пласта, к снижению дебита скважины и уменьшению добычи нефти. Наиболее близкой по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемой является установка добычи нефти, включающая глубиннонасосную установку, скважину, вспомогательный компрессор, подводящие и отводящие трубопроводы нефти и газа ( А.П.Силаш "Добыча и транспорт нефти и газа", Часть 1. Пер. с англ. - М.: Недра. 1980. 375 с. Пер. изд. ВНР. 1975. С. 282 - 284). Данная установка позволяет в еще большей степени снизить давление в затрубном пространстве, что приводит к увеличению дебита нефти и, кроме того, к уменьшению риска гидратообразования на устье скважины в условиях холодного климата. Однако недостатком известной установки остается гидратообразование. В табл. 1 приведены условия гидратообразования для газа из затрубного пространства (состав в объемных процентах: сероводород - 6, азот - 10, метан - 40, этан - 27, бутаны 17), откуда видно, что даже при достаточно низком давлении в затрубном пространстве 0,2 - 0,3 МПа гидраты образуются при температуре -8. ..-18oC, которая в условиях холодного климата наблюдается в течение продолжительного периода. Из табл. 1 также видно, что при давлении в затрубном пространстве 0,4 МПа (которое поддерживают в нем, когда давление в нефтепроводе достигает 2,0 МПа и выше) гидраты образуются при температуре 0oC, наблюдаемой также в весенний и осенний периоды. Это обусловлено большим - до 40% - содержанием в газе гидратообразующего компонента метана; а также высокой влажностью газа из-за значительной обводненности нефти на большинстве месторождений (в частности, на нефтяных месторождениях Поволжья обводненность достигает 80...95%). 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 надежное и эффективное извлечение нефти и газа с забоя скважины на поверхность в условиях холодного климата. Целью предлагаемой установки является увеличение добычи нефти за счет надежности ее работы в условиях холодного климата. Поставленная цель достигается описываемой установкой для добычи нефти из скважины, включающей станок-качалку, глубинный насос, подвесной компрессор, трубопроводы. Новым является то, что установка дополнительно снабжена емкостью для ингибитора гидратообразования и клапаном, причем нагнетательный газопровод соединен с затрубным пространством скважины через емкость для ингибитора гидратообразования и клапан, при этом клапан функционально связан с всасывающим патрубком компрессора. Из доступных источников патентной и научно-технической литературы нам известна заявленная совокупность отличительных признаков. Следовательно, предлагаемая установка отвечает критерию "существенные отличия". На чертеже изображена принципиальная технологическая схема установки для добычи нефти из скважины. Установка содержит: скважину 1, включающую затрубное пространство 2, насосно-компрессорные трубы 3, глубинный насос 4 с приводом от станка-качалки 5, компрессор 6 с всасывающим патрубком 7, подводящий газопровод 8, соединяющий всасывающий патрубок 7 с затрубным пространством 2, нагнетательный газопровод 9, нефтепровод 10, газопровод 11, соединяющий нагнетательный газопровод 9 с затрубным пространством 2 через емкость для ингибитора гидратообразования 12 и клапан 13, датчик давления 14, установленный на всасывающем патрубке 7. Установка работает следующим образом. В процессе образования гидратной пробки в затрубном пространстве 2 на устье скважины 1 или в подводящем газопроводе 8 давление во всасывающем патрубке 7 компрессора 6 снижается. Сигнал о снижении давления от датчика давления 14 по импульсной трубке передается на клапан 13, который открывается и пропускает газ из нагнетательного газопровода 9 в емкость для ингибитора гидратообразования 12. Газ, проходя через слой жидкости, увлекает за собой пары и капли (брызги) метанола и поступает в затрубное пространство 2, где создается его высокая концентрация, достаточная для разрушения кристаллогидратов. Подача ингибитора будет продолжаться до тех пор, пока давление в патрубке 7 остается ниже заданного, т. е. пока откачка газа из патрубка 7 компрессором 6 превышает поступление газа из затрубного пространства 2. По мере разрушения пробки газ устремляется из затрубного пространства 2 по подводящему газопроводу 8 к патрубку 7, давление в патрубке 7 восстанавливается, в результате чего по сигналу датчика 14 клапан 13 закрывается, т. е. восстанавливается процесс откачки газа из затрубного пространства, достигается заданное давление, при котором обеспечивается максимальная добыча нефти. Таким образом, в процессе работы установки давление в затрубном пространстве скважины 1 и, следовательно, забойное давление не растут выше заданного (установившегося в процессе стабильной работы), в результате объем добычи нефти не снижается. Пример конкретного выполнения. Нефть добывалась из скважины 1, оборудованный станком-качалкой типа СК-8. Добыча жидкости из скважин 1 составляла 19,1 м3/сут, обводненность 40%, т. е. добыча нефти плотностью 0,86 т/м3 составляла 9,87 т/сут. Газовый фактор нефти равен 35 м3/т, таким образом максимальное количество газа, поступающего в затрубное пространство скважины, 1 достигало значения 345,5 м3/сут. Температура окружающего воздуха -24oC, температура газа на устье скважины при выходе из затрубного пространства в подводящий газопровод -16oC. Подвесной (к балансиру станка-качалки) компрессор с производительностью 0,24 нм3/мин откачивал газ из затрубного пространства скважины 1, при этом давление в затрубном пространстве скважин 1 равнялось 0,22 МПа. Нефть от глубинного насоса и газ от компрессора поступали в нефтепровод, давление в котором было равно 0,8 МПа. В условиях пониженной температуры газа (-16oC) при давлении 0,22 МПа на устье скважины и в подводящем газопроводе образовывались гидраты, которые препятствовали поступлению газа из скважины на всасывающий патрубок компрессора, в результате чего давление на всасывающем патрубке возрастало. При давлении выше 0,22 МПа (0,225 - 0,23 МПа) датчик давления 14 подал сигнал на открытие клапана 13 и газ из нагнетательного газопровода поступал в емкость 12, заполненную метанолом, под уровень жидкости. Газ, проходя через слой жидкости, увлекал за собой в затрубное пространство скважины пары и капли метанола в количестве 5 - 10 мл, которые разрушали гидратную пробку в течение 4 мин, в результате чего восстанавливалось исходное давление 0,22 МПа. После восстановления исходного давления клапан 13 закрывался и подача метанола прекращалась. Таким образом, при применении предлагаемой установки добычи в условиях низких температур окружающего воздуха накопления газа и роста давления выше исходного в затрубном пространстве скважины не происходит, в результате приток и дебит нефти не уменьшаются, т.е. в условиях холодного климата предлагаемая установка для добычи нефти является надежной, сохраняющей заданные параметры добычи. Результаты, полученные при испытании известного и предлагаемого устройства, приведены в табл. 2, откуда видно, что в результате при использовании предлагаемой установки добыча нефти осталась на прежнем уровне (9,87 м3/сут. ) в отличие от известной установки (добыча уменьшилась до 6,2 т/сут, то есть на 37,2%). Технико-экономическая эффективность предлагаемой установки для добычи нефти складывается за счет повышения добычи нефти в условиях холодного климата.

Формула изобретения

Установка для добычи нефти из скважины, включающая станок-качалку, глубинный насос, подвесной компрессор с всасывающим патрубком и нагнетательным газопроводом, отличающаяся тем, что установка снабжена емкостью для ингибитора гидратообразования и клапаном, расположенными на газопроводе, соединяющем нагнетательный газопровод с затрубным пространством скважины, причем клапан функционально связан с всасывающим патрубком компрессора.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2

www.findpatent.ru

Самая настоящая буровая установка для добычи нефти : trunov_dmitry

Совсем недавно, как вы все уже знаете, я посетил чудесный край нашей необьятной родины, а именно ХМАО-Югру. Край этот известен очень многим и о некоторых вещах я рассказал, но почему-то когда я начинаю разговор о Югре, или скажем Сургуте, все сразу вспоминают "СургутНефтеГаз", или просто нефть. Конечно, в сургутском районе добывают нефть. Много нефти.  И именно об этом данный пост.

Перед тем как начать добычу "черного золота", надо пробурить скважину. Занимается этим специально обученные люди, на специально сооруженных буровых установках. Небольшую экскурсию по одной из таких установок нам устроил небезызвестный "СургутНефтеГаз". Итак, небольшой фоторепортаж.

Буровая установка или буровая — комплекс бурового оборудования и сооружений, предназначенных для бурения скважин. Состав узлов буровой установки, их конструкция определяется назначением скважины, условиями и способом бурения.

Наземная буровая установка для разведки и разработки месторождений нефти и газа в общем виде включает следующее оборудование: буровая вышка,буровая лебёдка, система верхнего привода или ротор с вертлюгом, буровой ключ, шпилевая катушка,буровые насосы, ёмкости, оборудование для приготовления бурового раствора,оборудование очистки бурового раствора от шлама,цементировочный агрегат, противовыбросовое оборудование, мостки и склад хранения буровых труб, трубный кран,генератор для обеспечения работы электроприводов оборудования.

Обо всём этом подробнее можно прочитать тут

Кстати, панорама буровой ждет вас тут

1. Буровая со стороны. Она очень большая

2. Отличные автобусы от партнеров блог-тура

3. КПП

4. Рабочие

5.

6.

7.

8.

9.

10.

11. Величественно

12.

13.

14.

15.

16. Процесс бурения

17. Внутри холодно

18.

19.

20.

21.

22.

23. пульт управления

24.Всё под контролем

25. и главное удобненько

26.

27.

28.

29. рабочие на отрез отказались фотографироваться

30.

31.

32. daryadarya за работой. Вот её пост http://daryadarya.livejournal.com/479405.html

34.

35. zizis также работает. Его поста еще не видел)

36.

37.

38.

39.

40.  нет стекла

35.

36. По всей видимости тут живут рабочие

37.

38.

39.

40.

Организатор блог-тура и "Нефорума блогеров" - [info]Станислава Двоеглазовапри поддержке Правительства ХМАО, администрации г. Сургута и Сургутского района

Партнеры:

logo- официальный перевозчик

- генеральный информационный партнер

12289333064f178aa6e431c- транспорт

Гостиница "Кедр" - размещение в гостинице- 3G интернет

Если вам понравился данный пост, поделитесь им со своими читателями в любой соц.сети, нажав на одну из кнопок ниже. Заранее спасибо.

xn--80aaifradibgfzb7br.xn--f1aa.xn--p1ai

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 - 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

 

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.

РИСУНКИ

Рисунок 1

NF4A Восстановление действия патента Российской Федерации на изобретение

Извещение опубликовано: 27.05.2005        БИ: 15/2005

Похожие патенты:

Изобретение относится к области нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородной многопластовой нефтяной залежи

Изобретение относится к области нефтяной и нефтегазовой промышленности и может быть использовано при освоении в процессе эксплуатации скважин

Изобретение относится к добыче нефти и используется для вывода скважин, оборудованных установкой электроцентробежного насоса (УЭЦН), на стационарный режим работы после проведения подземного ремонта

Изобретение относится к области биотехнологии, может быть применено при подаче нефти и газа

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с низкопроницаемым неоднородным пластом

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяной залежи с целью повышения нефтеотдачи пласта, снижения обводненности добываемой продукции скважин и уменьшения объемов попутно добываемой воды

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке слоисто-неоднородной нефтяной залежи с карбонатным коллектором

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных и газоконденсатных месторождений

Изобретение относится к бурению и эксплуатации скважин, в частности к устройству для создания перфорационных щелей в обсадных колоннах, цементном камне и горной породе

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения фильтрационных свойств призабойной зоны пласта ПЗП и продуктивности нефтедобывающих скважин, в том числе при их ремонте, возможно также использование при добыче, транспорте и хранении нефти

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для обработки низкопродуктивных пластов для восстановления проницаемости призабойной зоны

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам ингибирования отложения парафина при добыче и транспорте нефти с помощью химических реагентов

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при вскрытии подстилаемых водой нефтеносных пластов на конечной стадии строительства скважины

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве и заканчивании скважины

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к повышению нефтеотдачи многопластовых эксплуатационных объектов с разнопроницаемыми пластами

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке сложнопостроенной нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам вытеснения остаточной нефти из неоднородных по проницаемости пластов путем закупорки обводненного коллектора высокоэффективным составом химреагентов

Изобретение относится к оборудованию для добычи нефти из скважины

www.findpatent.ru

Установка для добычи нефти

 

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) где Fгол - 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.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции водопритока в нефтедобывающих скважинах

Изобретение относится к способу изоляции притока подошвенной воды

Изобретение относится к разработке газовых и газоконденсатных месторождений, находящихся на заключительной стадии эксплуатации, и предназначено для освоения скважин с большим этажом газоносности (300-500 м)

Изобретение относится к разработке газовых и газоконденсатных месторождений, находящихся на заключительной стадии эксплуатации, и предназначено для освоения скважин с большим этажом газоносности (300-500 м)

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к глушению эксплуатационных скважин при выполнении ремонтных работ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при освоении нефтяных скважин свабированием, а также для исследования неустановившихся процессов в пласте при остановке и пуске скважины

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при освоении нефтяных скважин свабированием, а также для исследования неустановившихся процессов в пласте при остановке и пуске скважины

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам контроля за разработкой нефтяных залежей

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способу подавления роста сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ) и углеводородокисляющих бактерий (УОБ) и заводняемых нефтяных пластах при разработке нефтяных месторождений

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи продуктивных пластов при добыче нефти методом замещения

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к жидкостям для гидравлического разрыва пласта

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к гидравлическому разрыву нефтяного и газового пластов Известен способ гидроразрыва пласта, включающий закачку тампонирующего материала, рабочей жидкости и последующую закачку реагента-разрушителя [1]

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности

Изобретение относится к области нефтяных и газовых промыслов и может быть использовано при освоении, текущих и капитальных ремонтах скважин с использованием сеноманской и подтоварной воды

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для извлечения нефти на основе водных растворов биополимеров

Установка для добычи нефти, технология добычи нефти

www.findpatent.ru

Установка для добычи нефти | Банк патентов

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.

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ПАТЕНТУ

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.

bankpatentov.ru


Смотрите также