RU2221133C2

RU2221133C2 - Способ подъема жидкости из скважины и устройство для его осуществления

Info

Publication number: RU2221133C2
Application number: RU99121874/03A
Authority: RU
Inventors: В.И. Иванников; И.В. Иванников
Original assignee: Иванников Владимир Иванович; Иванников Иван Владимирович
Priority date: 1999-10-19
Filing date: 1999-10-19
Publication date: 2004-01-10

Abstract

Изобретение относится к области добычи жидких углеводородов. Обеспечивает снижение расхода рабочего агента, повышение эффективности работы плунжерного насоса и его долговечности, упрощение и удешевление способа в целом. Сущность изобретения: способ включает спуск в скважину двойной колонны труб, установку плунжерного насоса на нижнем участке внутренней колонны и закачку в межколонное пространство рабочего агента для привода в движение плунжерного насоса. При этом в межколонное пространство закачивают рабочий агент под давлением, превышающим гидростатическое давление столба жидкости во внутренней колонне на величину, определяемую по аналитическому выражению. Затем рабочий агент с заданной периодичностью стравливают. Начальную величину давления восстанавливают. Устройство состоит из плунжерной пары, установленной в трубе внутренней колонны. Она имеет посадочное гнездо и помещена с зазором в трубу наружной колонны. Гильза и плунжер выполнены в виде стаканов с отверстиями на дне, нормально закрытыми шаровыми клапанами. Между седлом плунжера и седлом гильзы имеется зазор, образующий кольцевую полость через отверстия внутренней колонны, соединенную с межколонным пространством. 2 с. и 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

Description

Изобретение относится к области добычи нефти, а также может быть использовано для подъема других жидкостей из скважин или иных аналогичных целей.

Известен способ подъема нефти из скважин, использующий штанговые насосы [1]. Этот способ наиболее распространен и охватывает более 65% действующего фонда скважин.

Этот способ принят за аналог. К его основным недостаткам относятся следующие:

1) производительность, лимитированная допустимым числом качаний, ограничена и не регулируется;

2) необходимость штанговой подвески для привода плунжерного насоса;

3) взаимный износ штанговой подвески и подъемной колонны насосно-компрессорных труб (НКТ);

4) ускоренный износ плунжерной пары насоса из-за ударных нагрузок и изгибов штанговой подвески;

5) необходимость станка-качалки на каждой скважине;

6) достаточно большой расход электроэнергии на каждой скважине для привода станка-качалки;

7) невозможность использования в скважинах с большой искривленностью;

8) для замены плунжера насоса требуется подъем рабочих штанг из скважины и их последующий спуск с новым плунжером.

Наиболее близким аналогом изобретения является способ подъема жидкости из скважины, включающий спуск в скважину двойной колонны труб, разобщение межколонного пространства, установку плунжерного насоса на нижнем участке внутренней колонны и закачку в межколонное пространство рабочего агента для привода в движение плунжерного насоса [2].

Наиболее близким аналогом изобретения в части устройства является устройство для подъема жидкости из скважины, состоящее из плунжерной пары, установленной во внутренней колонне, имеющей посадочное гнездо и помещенной с зазором в наружной колонне [2].

Недостатками известного решения являются:

1) ход плунжера рассчитан на всю длину подъемной колонны, что снижает производительность работы подъемной установки. Рабочий цикл по времени состоит из хода плунжера вверх от забоя до устья и опускания плунжера вниз от устья до забоя, на что затрачивается большое время, пропорциональное глубине скважины;

2) в искривленных скважинах применение плунжерного лифта ограничено из-за возможности его заклинивания;

3) при работе плунжерного лифта используется энергия газа, поступающего из пласта или подведенного из затрубья, поэтому способ может применяться в скважинах с высоким газовым фактором или при больших расходах компримированного газа (последнее экономически невыгодно).

Техническим результатом изобретения является снижение расхода рабочего агента, повышение эффективности работы плунжерного насоса и его долговечности, упрощение и удешевление способа добычи в целом.

Необходимый технический результат в части способа заключается в том, что в способе подъема жидкости из скважины, включающем спуск в скважину двойной колонны труб, разобщение межколонного пространства, установку плунжерного насоса на нижнем участке внутренней колонны и закачку в межколонное пространство рабочего агента для привода в движение плунжерного насоса, согласно изобретению плунжерный насос содержит гильзу и входящий в него плунжер, выполненные в виде стаканов с седлами, между которыми образуют кольцевую полость во внутренней колонне, соединенную с межколонным пространством, в которое закачивают рабочий агент под давлением, превышающим гидростатическое давление столба жидкости во внутренней колонне на величину

где ΔР - избыточное давление газа в межколонном пространстве;

Р - давление рабочего агента в межколонном пространстве;

γ_c - средневзвешенная плотность смеси нефти, газа и воды во внутренней колонне;

Н - глубина погружения плунжерного насоса;

S₂ - площадь плунжера снизу;

S₁ - площадь плунжера сверху,

затем рабочий агент в межколонном пространстве с заданной периодичностью стравливают, при этом начальное давление восстанавливают. Кроме того, в качестве рабочего агента в межколонное пространство закачивают газ или жидкость с газом.

Технический результат в части устройства достигается тем, что в устройстве для подъема жидкости из скважины, состоящем из плунжерной пары, установленной во внутренней колонне, имеющей посадочное гнездо и помещенной с зазором в наружной колонне, согласно изобретению гильза и плунжер выполнены в виде стаканов с отверстиями на дне, нормально закрытыми шаровыми клапанами, а между седлом плунжера и седлом гильзы имеется зазор, образующий кольцевую полость, через отверстие внутренней колонны соединенную с межколонным пространством.

На фиг. 1 показан общий вид устройства для осуществления способа.

На фиг. 2 – общий вид прерывателя.

На фиг. 3 – вариант одновременной эксплуатации двух объектов в одной скважине.

Устройство состоит из двойной колонны труб: внутренней 1 и наружной 2, помещенных в скважине концентрично. Межколонное пространство внизу разобщено пакером 3 или другим герметичным элементом. В полости внутренней колонны 1 имеется жестко закрепленное кольцо 4 - посадочное место для гильзы 5. Гильза 5 выполнена в форме стакана с отверстием внизу, которое закрывается шаровым клапаном 7, и свободно посажена в конусную расточку на кольцо 4. В гильзу 5 плотно (со скользящей посадкой) входит плунжер 6, выполненный в форме стакана с отверстием на дне, закрытым шаровым клапаном 7.

Устройство работает следующим образом: избыточное давление рабочего агента (газа) заставляет плунжер 6 подниматься вверх, за счет чего совершается акт нагнетания жидкости во внутреннюю колонну 1. В момент стравливания газа из межколонного пространства происходит акт всасывания (заполнения емкости плунжера).

Для замены изношенного плунжера 6 или гильзы плунжера 5 подъема колонн насосно-компрессорных труб 1, 2 не требуется. Замену плунжера осуществляют путем подключения к межтрубному пространству гидроагрегата типа ЦА-400, с помощью которого плунжер выносят потоком воды наверх. Газовый пузырь, идущий впереди, помогает движению плунжера.

Замену гильзы производят также с помощью гидроагрегата, но подключенного к затрубному пространству (между обсадной колонной и наружной колонной лифта). Доставку гильзы и плунжера на место посадки осуществляют путем сбрасывания их внутрь колонны 2 и, если требуется, продавки жидкостью.

Группу скважин подключают к одной компрессорной станции высокого давления, которая обеспечивает поддержание необходимого давления в межколонном пространстве скважин. На каждой скважине имеется отвод, сообщающий межколонное пространство с атмосферой и оборудованный клапаном сброса давления, который работает с заданной (расчетной) частотой и продолжительностью на открывание (фиг.2).

Дополнительные преимущества предлагаемого способа и устройства для его реализации заключаются в следующем:

1) отпадает необходимость иметь индивидуальный силовой агрегат на каждой скважине. Для привода плунжерных насосов будет использоваться один групповой компрессор;

2) расширяется диапазон изменения числа качаний плунжерного насоса, т.е. его производительности;

3) появляется возможность гирляндного расположения плунжерных насосов в подъемной колонне для одновременной эксплуатации нескольких объектов (фиг. 3), но без возможности гидравлического подъема насосов на поверхность. При этом производительность насосов в гирлянде увеличивается снизу-вверх за счет изменения длины гильзы и плунжера;

4) сокращается удельный расход электроэнергии на каждую скважину;

5) при замене плунжера, когда его выгоняют наверх с помощью подключенного гидроагрегата, он выполняет полезную работу по очистке колонны НКТ (лифтовой колонны) от парафиновых отложений.

Экономический эффект от внедрения предлагаемого способа и устройства оценивается ориентировочно в сумме 400-450 тыс. руб. из расчета на одну скважину.

ИСТОЧНИКИ ИНФОРМАЦИИ

1. Бухаленко Е.И. и др., Нефтепромысловое оборудование, справочник, М.: Недра, 1990, с. 25.

2. Муравьев И.М. и др., Эксплуатация нефтяных месторождений, М.-Л.: Гостоптехиздат, 1949, с. 447-477.

Claims

1. Способ подъема жидкости из скважины, включающий спуск в скважину двойной колонны труб, разобщение межколонного пространства, установку плунжерного насоса на нижнем участке внутренней колонны и закачку в межколонное пространство рабочего агента для привода в движение плунжерного насоса, отличающийся тем, что плунжерный насос содержит гильзу и входящий в него плунжер, выполненные в виде стаканов с седлами, между которыми образуют кольцевую полость во внутренней колонне, соединенную с межколонным пространством, в которое закачивают рабочий агент под давлением, превышающим гидростатическое давление столба жидкости во внутренней колонне на величину

где ΔP - избыточное давление рабочего агента в межколонном пространстве;

γ_с - средневзвешенная плотность смеси нефти, газа и воды во внутренней колонне;

Н - глубина погружения плунжерного насоса;

S₂ - площадь кольца плунжера снизу;

S₁ - площадь плунжера сверху,

затем рабочий агент в межколонном пространстве с заданной периодичностью стравливают, при этом начальное давление рабочего агента восстанавливают.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве рабочего агента в межколонное пространство закачивают газ или жидкость с газом.

3. Устройство для подъема жидкости из скважины, состоящее из плунжерной пары, установленной во внутренней колонне, имеющей посадочное гнездо и помещенной с зазором в наружной колонне, отличающееся тем, что гильза и плунжер выполнены в виде стаканов с отверстиями на дне, нормально закрытыми шаровыми клапанами, а между седлом плунжера и седлом гильзы имеется зазор, образующий кольцевую полость, через отверстия внутренней колонны соединенную с межколонным пространством.