RU2391557C1

RU2391557C1 - Compressor unit for compression of gas or gas-liquid mixture, which is intended for their pumping to well or pipeline

Info

Publication number: RU2391557C1
Application number: RU2008137417/06A
Authority: RU
Inventors: Анатолий Прокопьевич Чебунин (RU); Анатолий Прокопьевич Чебунин
Original assignee: Анатолий Прокопьевич Чебунин
Priority date: 2008-09-18
Filing date: 2008-09-18
Publication date: 2010-06-10
Also published as: RU2008137417A

Abstract

FIELD: engines and pumps.

SUBSTANCE: unit includes beam-pumping unit 3, piston-type compressor 5 installed on frame, as well as system of pipelines integrating them. Under frame 4 of beam-pumping unit 3 of the first compression stage (module) of gas or gas-liquid mixture there fixed horizontally or with higher location of working zone, rigidly or freely to some extent is piston-type compressor 5 containing operating cylinder 7, suction valve 8, discharge valve 9, plunger 10 with polished stock 11. At that, working zone 12 of cylinder 7 of piston-type compressor 5 through suction valve 8 is connected to pipeline 13 of gas or gas-liquid low pressure mixture, and through discharge valve 9 of piston-type compressor 5 is connected in its turn to high pressure pipeline 14. If there is the second module in compressor unit, gas or gas-liquid mixture is supplied via high pressure pipeline 14 of the first compression stage to the second compression stage (to the second module) to piston-type compressor 24 of the second compression stage to working zone 26 of cylinder 25 through suction valve.

EFFECT: increasing efficiency and reliability of operation owing to increasing efficiency and reliability of operation of piston-type compressors intended for utilisation with any ratio of gas and liquid.

29 cl, 4 dwg

Description

Изобретение относится к области компрессоро- и насосостроения и может быть использовано в нефтяной, газовой и других отраслях промышленности для сжатия и перекачки газа или газожидкостных смесей, в частности в нефтедобывающей отрасли для сжатия и закачки газа как отдельно, так и совместно с жидкостью в скважины для интенсификации нефтедобычи, в пласт для повышения коэффициента нефтеотдачи или с целью хранения и последующей утилизации газа или при перекачивании газа (газожидкостной смеси) по трубопроводам. В качестве рабочего газа в большинстве случаев используется попутный нефтяной или природный газ.The invention relates to the field of compressor and pump engineering and can be used in the oil, gas and other industries for compressing and pumping gas or gas-liquid mixtures, in particular in the oil industry for compressing and injecting gas both separately and together with liquid into wells for intensification of oil production, into the reservoir to increase the oil recovery coefficient or for the purpose of storage and subsequent utilization of gas or when pumping gas (gas-liquid mixture) through pipelines. In most cases, associated petroleum or natural gas is used as the working gas.

Закачка газа или газожидкостной смеси в эксплуатационные скважины для освоения и добычи нефти, в систему поддержания пластового давления (ППД) для увеличения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти, закачка газа в пласт для хранения и последующей его утилизации, транспортировка газожидкостной смеси по одному трубопроводу, особенно при малых единичных объемах применения, как правило, не проводится из-за нерентабельности или малой эффективности данных проектов, а также ввиду отсутствия соответствующего оборудования.The injection of gas or gas-liquid mixture into production wells for oil development and production, into the reservoir pressure maintenance system (RPM) to increase oil recovery and intensification of oil production, pumping gas into the reservoir for storage and its subsequent utilization, transportation of gas-liquid mixture through one pipeline, especially for small unit volumes of application, as a rule, it is not carried out due to the unprofitability or low efficiency of these projects, and also due to the lack of appropriate equipment.

Кроме того, в настоящее время ужесточаются требования по утилизации природного и попутного нефтяного газа. Исходя из этого изменяются и требования к оборудованию для сжатия и закачки в скважины, в пласт, для перекачки по трубопроводам попутного нефтяного газа или газожидкостной смеси для указанных месторождений и скважин. В результате необходимо создание надежного, высокоэффективного и в первую очередь менее производительного оборудования (индивидуальная закачка газа в скважину, в пласт в пределах 1000-5000-50000 м³/сут, газожидкостной смеси 1-5-50-200 и более м³/сутки) с необходимым различным развиваемым рабочим давлением (до 10-30 и более МПа), причем способного к регулированию режимов сжатия, закачки, транспортировки в широких диапазонах без смены оборудования и без ремонта скважин. В настоящее время отсутствует простое оборудование с такими возможностями.In addition, the requirements for the utilization of natural and associated petroleum gas are currently being tightened. Based on this, the requirements for equipment for compression and injection into wells, into the reservoir, for pumping associated petroleum gas or gas-liquid mixture for the indicated fields and wells are also changing. As a result, it is necessary to create reliable, highly efficient, and primarily less productive equipment (individual gas injection into the well, into the reservoir within 1000-5000-50000 m ³ / day, gas-liquid mixture 1-5-50-200 and more m ³ / day ) with the necessary different developed working pressure (up to 10-30 and more MPa), and capable of regulating compression, injection, transportation in wide ranges without changing equipment and without repairing wells. There is currently no simple equipment with such capabilities.

Известен способ водогазового воздействия на пласт с помощью одно или несколько ступенчатой насосно-эжекторной системы, включающей закачку созданной одним или несколькими последовательно расположенными насосами с эжекторами и дожимным насосом газожидкостной смеси в нагнетательные скважины и добавку в газожидкостную смесь пенообразующих поверхностно-активных веществ (Дроздов А.Н. Технология и техника водогазового воздействия на нефтяные пласты. - Территория Нефтегаз, 2006, №3, с.48-51).There is a method of water-gas treatment of a formation using one or more stepped pump-ejector systems, including the injection of a gas-liquid mixture into injection wells created by one or more successively arranged pumps with ejectors and an addition of foam-forming surfactants to the gas-liquid mixture (Drozdov A. H. Technology and technique of water-gas effects on oil reservoirs. - Territory Neftegaz, 2006, No. 3, p. 48-51).

Недостатки известного способа:The disadvantages of this method:

- применяемые центробежные насосы и эжекторы имеют низкие коэффициенты полезного действия при оптимальных подачах;- used centrifugal pumps and ejectors have low efficiency at optimal flows;

- центробежные насосы и эжекторы имеют оптимальные подачи лишь в узком диапазоне подач;- centrifugal pumps and ejectors have optimal feeds only in a narrow feed range;

- эжекторная закачка отличается низким КПД и требует стабильности технологических параметров, что в промысловых условиях обеспечить, как правило, не удается;- ejector injection is characterized by low efficiency and requires the stability of technological parameters, which, under field conditions, is usually not possible to provide;

- сложности в регулировании оптимальных подач газа и жидкости, особенно при работе нескольких эжекторов;- difficulties in regulating the optimal flow of gas and liquid, especially when working with several ejectors;

- для предотвращения работы насосов в кавитационном режиме необходимо постоянно контролировать пенообразующие свойства водогазовой смеси;- to prevent the operation of the pumps in cavitation mode, it is necessary to constantly monitor the foaming properties of the water-gas mixture;

- при наличии двух и более ступенчатой насосно-эжекторной системы газожидкостную смесь после 1-го и последующих (кроме последнего) эжекторов необходимо направлять в газосепараторы соответствующего давления для отделения газа и его подачи на последующий эжектор для повышения его давления, что понижает надежность работы оборудования и увеличивает его металлоемкость;- if there are two or more stages of the pumping-ejector system, the gas-liquid mixture after the 1st and subsequent (except the last) ejectors must be sent to gas separators of the appropriate pressure to separate the gas and supply it to the subsequent ejector to increase its pressure, which reduces the reliability of the equipment and increases its metal consumption;

- при двух и более ступенчатой насосно-эжекторной системе часть рабочей жидкости циркулирует по замкнутому контуру: газожидкостный сепаратор соответствующей ступени повышения давления газа - насос для повышения давления этой части рабочей жидкости - рабочее сопло эжектора этой ступени сжатия газа - газожидкостной сепаратор, что дополнительно снижает КПД и надежность работы данного способа закачки газожидкостной смеси, увеличивает металлоемкость;- when two or more stages of the pumping-ejector system, a part of the working fluid circulates in a closed circuit: a gas-liquid separator of the corresponding gas pressure increase stage - a pump to increase the pressure of this part of the working fluid - an ejector nozzle of this gas compression stage - a gas-liquid separator, which further reduces the efficiency and the reliability of this method of pumping a gas-liquid mixture, increases the intensity;

- как следствие известный способ имеет низкие технико-экономические и функциональные показатели из-за низких коэффициентов полезного действия эжекторов, низкой надежности работы, большой металлоемкости.- as a result, the known method has low technical, economic and functional indicators due to the low efficiency of the ejectors, low reliability, high metal consumption.

Наиболее близким к заявляемому изобретению является компрессорный агрегат для сжатия газа или газожидкостной смеси, предназначенный для закачки их в скважину или в трубопровод, состоящий из установленных с возможностью взаимодействия привода и поршневого компрессора со всасывающим и нагнетательным клапанами, обеспечивающими соответственно введение в рабочую зону поршневого компрессора и выведение из нее газа или газожидкостной смеси посредством трубопроводов низкого и высокого давления (А.с. СССР №714044, кл. F01В 23/10, от 1980 г.).Closest to the claimed invention is a compressor unit for compressing gas or a gas-liquid mixture, designed to be injected into a well or pipeline, consisting of a drive and reciprocating compressor installed with the possibility of interaction with suction and discharge valves, respectively providing a piston compressor and removal of gas or gas-liquid mixture from it by means of low and high pressure pipelines (AS USSR No. 714044, class F01B 23/10, from 1980).

Недостатками известного компрессорного агрегата являются следующие:The disadvantages of the known compressor unit are the following:

- необходимость установки поршневого компрессора в укрытии;- the need to install a piston compressor in a shelter;

- невозможность регулирования подачи и давления поршневого компрессора без замены его внутренних рубашек и диаметра поршня, т.е. без остановки и текущего ремонта компрессора;- the inability to control the flow and pressure of the piston compressor without replacing its inner jackets and piston diameter, i.e. without stopping and routine compressor repair;

- недостаточный КПД поршневого компрессора, который не превышает 0,8-0,71;- insufficient efficiency of the piston compressor, which does not exceed 0.8-0.71;

- регулирование производительности агрегата возможно, только меняя диаметр поршня, при этом меняется максимальное давление закачки, а регулировать производительность длиной хода поршня или числом двойных ходов поршня нельзя;- control of the unit’s productivity is possible only by changing the diameter of the piston, while the maximum injection pressure changes, and it is impossible to regulate the capacity by the length of the piston stroke or the number of double strokes of the piston;

- при сжатии и перекачке газа или газа с малым содержанием жидкости необходим дополнительный подвод жидкости, на выкиде поршневого компрессора необходимо устанавливать газосепаратор, а жидкость пускать по замкнутому кругу, что понижает надежность работы оборудования и увеличивает его металлоемкость;- when compressing and pumping gas or gas with a low liquid content, an additional fluid supply is required, a gas separator must be installed on the outflow of the reciprocating compressor, and fluid must be circulated in a closed circle, which reduces the reliability of the equipment and increases its metal consumption;

- необходима дополнительная камера между рабочим цилиндром поршневого компрессора и нагнетательным клапаном для исключения накопления газожидкостной смеси или газа в "мертвом" объеме рабочей зоны, причем объем дополнительной камеры, по меньшей мере, равен рабочему объему цилиндра поршневого компрессора;- an additional chamber is necessary between the working cylinder of the piston compressor and the discharge valve to prevent the accumulation of gas-liquid mixture or gas in the "dead" volume of the working area, and the volume of the additional chamber is at least equal to the working volume of the cylinder of the piston compressor;

- существующие поршневые насосы и компрессоры имеют небольшую длину хода поршня (10-30 см), являются быстроходными (400-750 мин^-1), что отрицательно сказывается на надежности и продолжительности работы клапанов, цилиндра и поршня, особенно при наличии абразива.- existing piston pumps and compressors have a small piston stroke length (10-30 cm), are high-speed (400-750 min ^-1 ), which negatively affects the reliability and duration of the valves, cylinder and piston, especially in the presence of an abrasive.

Технический результат, достигаемый предлагаемым изобретением, заключается в повышении эффективности и надежности работы агрегата за счет повышения эффективности и надежности работы поршневых компрессоров, предназначенных для утилизации как газа, так и газа с жидкостью, с любым соотношением газа и жидкости, в частности с газосодержанием от 100 до 0%, с различными, в том числе с малыми, объемами сжатия и закачки газа или газожидкостной смеси в скважину, в пласт, трубопровод, за счет обеспечения регулируемости режимов работы вплоть до малых объемов, без смены компрессорного оборудования, при одновременном уменьшении его износа и повышения надежности работы всего агрегата.The technical result achieved by the invention is to increase the efficiency and reliability of the unit by increasing the efficiency and reliability of reciprocating compressors designed to utilize both gas and gas with liquid, with any ratio of gas to liquid, in particular with a gas content of 100 up to 0%, with various, including small, volumes of compression and injection of gas or gas-liquid mixture into the well, into the reservoir, pipeline, due to the provision of adjustable operating modes up to small volumes volumes, without changing compressor equipment, while reducing its wear and tear and improving the reliability of the entire unit.

Указанный технический результат достигается предлагаемым компрессорным агрегатом для сжатия газа или газожидкостной смеси, предназначенным для закачки их в скважину или в трубопровод, включающим модуль, состоящий из установленных с возможностью взаимодействия привода и поршневого компрессора со всасывающим и нагнетательным клапанами, обеспечивающими соответственно введение в рабочую зону поршневого компрессора и выведения из нее газа или газожидкостной смеси посредством трубопроводов низкого и высокого давления соответственно, при этом новым является то, что в качестве привода компрессорный агрегат содержит привод скважинного штангового насоса с подвеской, соединенный жестко или с некоторой свободой с поршневым компрессором, причем последний установлен горизонтально или наклонно и содержит цилиндр и плунжер с полированным штоком, при этом агрегат дополнительно снабжен направляющим блоком с гибкими связями, выполненным, по меньшей мере, с двумя желобками, один из которых предназначен для наматывания-разматывания одной гибкой связи, а другой - для разматывания-наматывания другой гибкой связи, при этом гибкие связи являются раздельными, ориентированы под углом друг к другу и одним концом зафиксированы на направляющем блоке, а другим, соответственно, - на подвеске привода скважинного штангового насоса и полированном штоке.The specified technical result is achieved by the proposed compressor unit for compressing gas or a gas-liquid mixture, intended for pumping them into the well or into the pipeline, comprising a module consisting of a drive and piston compressor installed with the possibility of interaction with the suction and discharge valves, respectively providing for the introduction of the piston into the working area compressor and removal of gas or gas-liquid mixture from it through pipelines of low and high pressure, respectively, At the same time, it is new that, as a drive, the compressor unit contains a borehole sucker-rod pump drive with a suspension connected rigidly or with some freedom to the reciprocating compressor, the latter being mounted horizontally or inclined and containing a cylinder and a plunger with a polished rod, while the unit is additionally equipped with a guide unit with flexible connections made of at least two grooves, one of which is designed for winding-unwinding one flexible connection, and the other for unwinding winding another flexible connection, the flexible connections being separate, oriented at an angle to each other and fixed at one end on the guide block and the other, respectively, on the suspension drive of the borehole sucker rod pump and polished rod.

Агрегат содержит, по меньшей мере, два модуля, соединенных последовательно и выполняющих роль по меньшей мере двух ступеней сжатия газа или газожидкостной смеси, причем рабочая зона поршневого компрессора первого модуля через его нагнетательный клапан и трубопровод высокого давления соединена с рабочей зоной поршневого компрессора последующего модуля через его всасывающий клапан с обеспечением в дальнейшем подачи сжатого газа или газожидкостной смеси в трубопровод высокого давления последующего модуля.The unit contains at least two modules connected in series and playing the role of at least two stages of gas or gas-liquid mixture compression, and the working area of the piston compressor of the first module through its discharge valve and high pressure pipe is connected to the working area of the piston compressor of the subsequent module through its suction valve, with further supply of compressed gas or gas-liquid mixture to the high pressure pipeline of the subsequent module.

Агрегат в качестве привода скважинного штангового насоса с подвеской содержит балансирный или безбалансирный станок-качалку или безбалансирный высокопрофильный мачтовый привод штанговых глубинных насосов, например безбалансирный цепной привод скважинного штангового насоса ПЦ 80-6,1.The unit as a drive of a borehole sucker-rod pump with suspension contains a balancing or unbalanced rocking machine or unbalanced high-profile mast drive of sucker-rod pumps, for example, an unbalanced chain drive of a borehole sucker-rod pump ПЦ 80-6,1.

Привод скважинного штангового насоса содержит как минимум гибкую канатную подвеску, подвеску устьевого полированного штока, устьевой полированный шток и устьевой сальник.The borehole sucker rod drive contains at least a flexible cable suspension, a wellhead polished rod suspension, a wellhead polished rod and a wellhead seal.

В качестве поршневого компрессора агрегат содержит одноцилиндровый компрессор.As a piston compressor, the unit contains a single cylinder compressor.

В качестве поршневого компрессора агрегат содержит многоцилиндровый дифференциальный компрессор.As a reciprocating compressor, the unit contains a multi-cylinder differential compressor.

Полированный шток одноцилиндрового поршневого компрессора снабжен узлом для возвращения плунжера компрессора в исходное положение.The polished rod of a single-cylinder reciprocating compressor is equipped with a unit for returning the compressor plunger to its original position.

В качестве узла для возвращения плунжера компрессора в исходное положение используют систему упругих или тяговых с грузом элементов, размещенных снаружи или внутри поршневого компрессора.As a node for returning the compressor plunger to its original position, a system of elastic or traction elements with a load placed outside or inside the piston compressor is used.

Направляющий блок жестко или с некоторой свободой соединен с приводом скважинного штангового насоса через раму.The guide block is rigidly or with some freedom connected to the drive of the borehole sucker rod pump through the frame.

Длина наматываемых и разматываемых гибких связей на направляющий блок составляет как менее, так и более одной длины его окружности.The length of the wound and unwound flexible connections on the guide block is both less than and more than one circumference thereof.

Направляющий блок выполнен в виде цельной детали круглой или равномерной или неравномерной эллипсоидной формы.The guide block is made in the form of an integral part of a round or uniform or uneven ellipsoid shape.

Направляющий блок выполнен в виде составной детали круглой и/или равномерной или неравномерной эллипсоидной формы.The guide block is made in the form of a composite part of a round and / or uniform or uneven ellipsoid shape.

Нагнетательный клапан в поршневом компрессоре преимущественно располагается выше всасывающего клапана.The discharge valve in the reciprocating compressor is preferably located above the suction valve.

Отводная трубка для отвода утечек газа или газожидкостной смеси преимущественно выходит из верхней нерабочей зоны цилиндра поршневого компрессора.The drain pipe for discharging gas leaks or gas-liquid mixtures mainly leaves the upper inoperative zone of the piston compressor cylinder.

При размещении поршневого компрессора наклонно его рабочая зона располагается выше уровня нерабочей зоны для исключения скапливания свободного газа и предупреждения образования «мертвого пространства» при работе указанного компрессора, а также для обеспечения максимального коэффициента наполнения компрессора и обеспечения более легкого и надежного возврата плунжера компрессора в исходное положение в нерабочую зону компрессора.When the piston compressor is positioned obliquely, its working area is located above the inoperative zone to prevent accumulation of free gas and prevent the formation of “dead space” during operation of the specified compressor, as well as to ensure maximum filling factor of the compressor and provide an easier and more reliable return of the compressor plunger to its original position into the inoperative zone of the compressor.

Выход полированного штока из поршневого компрессора снабжен предпочтительно двойным сальниковым устройством.The outlet of the polished rod from the reciprocating compressor is preferably provided with a double stuffing box.

Сальниковое устройство снабжено отводной линии для отвода утечек газа или газожидкостной смеси из полости сальника.The stuffing box is equipped with a branch line for removing gas leaks or gas-liquid mixture from the stuffing box cavity.

Выход отводной линии для отвода утечек газа или газожидкостной смеси из полости сальника для скапливания газа или газожидкостной смеси выполнен предпочтительно из верхней части полости для скапливания жидкости, имеющей большую вязкость по сравнению с газом, с целью уменьшения пропусков газа или газожидкостной смеси в атмосферу и снижения коэффициента трения.The outlet of the outlet line for removing gas or gas-liquid mixture leaks from the stuffing box cavity for storing gas or gas-liquid mixture is preferably made from the upper part of the chamber for storing liquid having a higher viscosity compared to gas, in order to reduce the passage of gas or gas-liquid mixture into the atmosphere and reduce the coefficient friction.

Отводные линии для отвода утечек газа или газожидкостной смеси из сальниковой полости первой и последующих модулей - ступеней сжатия соединены предпочтительно с трубопроводом низкого давления первого модуля.The discharge lines for the removal of gas or gas-liquid mixtures from the stuffing box of the first and subsequent modules, compression stages, are preferably connected to the low pressure pipe of the first module.

На трубопроводе высокого давления, связанного с рабочей зоной поршневого компрессора, дополнительно размещены воздушный нагнетательный компенсатор и обратный клапан.An air discharge compensator and a non-return valve are additionally placed on the high pressure pipeline connected with the working area of the reciprocating compressor.

При использовании в качестве поршневого компрессора многоцилиндрового дифференциального поршневого компрессора на трубопроводе высокого давления между воздушным нагнетательным компенсатором и обратным клапаном дополнительно размещено автоматическое запорное устройство.When using a multi-cylinder differential piston compressor as a piston compressor, an automatic shut-off device is additionally placed on the high pressure pipe between the air discharge compensator and the non-return valve.

В многоцилиндровом дифференциальном компрессоре плунжер состоит из двух плунжеров разного диаметра, внутренние полости которых гидравлически соединены между собой.In a multi-cylinder differential compressor, the plunger consists of two plungers of different diameters, the internal cavities of which are hydraulically interconnected.

Для создания возвращающей силы подвижного дифференциального плунжера в исходное нерабочее положение в многоцилиндровом дифференциальном компрессоре диаметр возвратного плунжера в нерабочей зоне компрессора больше диаметра нагнетательного плунжера в рабочей зоне компрессора.To create the restoring force of the movable differential plunger to the initial inoperative position in the multi-cylinder differential compressor, the diameter of the return plunger in the compressor inoperative zone is larger than the diameter of the discharge plunger in the compressor working area.

Полость поршневого компрессора между плунжерами соединена гидравлически с трубопроводом газа или газожидкостной смеси высокого давления соответствующего модуля - ступени сжатия для создания возвращающей силы для возвращения подвижного дифференциального плунжера в исходное нерабочее положение.The cavity of the reciprocating compressor between the plungers is hydraulically connected to the pipeline of a gas or a gas-liquid mixture of high pressure of the corresponding module - a compression stage to create a restoring force to return the movable differential plunger to its original idle position.

Он дополнительно снабжен узлом обогрева поршневого компрессора и трубопроводов, связанных с ним.It is additionally equipped with a heating unit for the reciprocating compressor and pipelines associated with it.

Агрегат дополнительно снабжен узлом смазки компрессора.The unit is additionally equipped with a compressor lubrication unit.

Агрегат дополнительно снабжен узлом ввода реагентов для предупреждения различных осложнений.The unit is additionally equipped with a reagent input unit to prevent various complications.

Крепление направляющего блока может быть выполнено таким образом, что подвеска привода скважинного штангового насоса и гибкая связь между направляющим блоком и подвеской могут располагаться как вертикально, так и с некоторым углом от вертикали.The mounting of the guide block can be performed in such a way that the suspension of the drive of the downhole sucker rod pump and the flexible connection between the guide block and the suspension can be located both vertically and with a certain angle from the vertical.

Агрегат дополнительно снабжен холодильниками для охлаждения сжимаемого и перекачиваемого газа или газожидкостной смеси.The unit is additionally equipped with refrigerators for cooling compressible and pumped gas or gas-liquid mixture.

Достижение поставленного технического результата обеспечивается за счет следующего.The achievement of the technical result is ensured by the following.

При размещении поршневого компрессора наклонно, чтобы рабочая зона компрессора преимущественно была выше нерабочей зоны, его нагнетательный рабочий клапан преимущественно выше всасывающего рабочего клапана, создаются условия для скапливания жидкости в рабочей зоне компрессора с целью образования подвижного столба жидкости - проточного жидкостного поршня (ПЖП), с более высокой по сравнению со сжимаемой средой плотностью и который может быть использован для получения высокой степени сжатия в одной ступени, для предотвращения образования "мертвого" газового пространства. Кроме того, наличие жидкости в этой зоне благоприятно для смачивания зоны контакта рабочего цилиндра и плунжера с целью уменьшения коэффициента трения и износа, для смачивания сальниковых уплотнений и полированного штока с целью уменьшения коэффициента трения и обеспечения более легкого и надежного возврата плунжера компрессора в исходное положение в нерабочую зону цилиндра поршневого компрессора, для уменьшения изнашивания сальниковых уплотнений, полированного штока и уменьшения пропусков газа (газожидкостной смеси) в атмосферу, уменьшения пропусков газа (газожидкостной смеси) на противоположную нерабочую зону цилиндра и далее из задней нерабочей зоны цилиндра по отводной линии утечек в трубопровод низкого давления. Отводная линия утечек выходит преимущественно в задней нерабочей зоне цилиндра из верхней его точки для создания условий наличия жидкости в нерабочей зоне цилиндра с целью смачивания контактной зоны рабочего цилиндра и плунжера, уменьшения коэффициента трения и обеспечения более легкого и надежного возврата плунжера компрессора в исходное положение в нерабочую зону поршневого компрессора.When placing a reciprocating compressor, it is inclined so that the compressor working area is predominantly higher than the inoperative zone, its discharge working valve is predominantly higher than the suction working valve, conditions are created for liquid to accumulate in the compressor working area in order to form a movable column of liquid - a flowing liquid piston (ПЖП), with higher density than the compressible medium and which can be used to obtain a high degree of compression in one stage, to prevent the formation of Ia "dead" gas space. In addition, the presence of fluid in this zone is favorable for wetting the contact zone of the working cylinder and the plunger in order to reduce the coefficient of friction and wear, for wetting the stuffing box seals and polished rod in order to reduce the coefficient of friction and provide an easier and more reliable return of the compressor plunger to its original position in inoperative zone of the piston compressor cylinder, to reduce wear of stuffing box seals, polished rod and to reduce gas leakages (gas-liquid mixture) into the atmosphere, ensheniya gas passes (liquid mixture) to the opposite non-working area of the cylinder and then out the rear zone of the cylinder broken bypass leakage line into a low-pressure line. The leakage discharge line extends mainly in the rear non-working zone of the cylinder from its upper point to create conditions for the presence of liquid in the non-working zone of the cylinder in order to wet the contact zone of the working cylinder and plunger, reduce the friction coefficient and provide an easier and more reliable return of the compressor plunger to its original position in the non-working area of the piston compressor.

Проточный жидкостный поршень (ПЖП) помимо функции компримирования газа выполняет и вторую функцию - отвода тепла и приближает тем самым процесс сжатия к изотермическому, что позволяет в некоторых случаях отказаться от промежуточных холодильников, необходимых при работе компрессоров.In addition to the function of compressing the gas, the flowing liquid piston (PZhP) also performs the second function of heat removal and thereby brings the compression process closer to isothermal, which in some cases eliminates the intermediate refrigerators needed for compressors.

При соединении поршневого компрессора с относительной свободой с приводом скважинного штангового насоса создаются условия для автоматической центрации плунжера в рабочем цилиндре компрессора, полированного штока в сальниках и уменьшения износов пар трения плунжер-цилиндр и полированный шток - сальники при нарушении соосности полированного штока и поршневого компрессора. Для этого желательно, чтобы поршневой компрессор мог колебаться в плоскости, перпендикулярной своей оси в пределах 10…50 мм, но при этом не желательны перемещения компрессора вперед - назад. Для этого необходимо, чтобы компрессор фиксировался не жесткими, а упругими элементами, например при помощи пружинных или резиновых элементов, с жесткой фиксацией от перемещений вдоль оси.When a reciprocating compressor with relative freedom is connected to a borehole sucker rod drive, conditions are created for automatic centering of the plunger in the compressor working cylinder, polished rod in oil seals and reduction of wear of friction pairs of the plunger-cylinder and polished rod - oil seals in case of misalignment of the polished rod and piston compressor. For this, it is desirable that the piston compressor can oscillate in a plane perpendicular to its axis within 10 ... 50 mm, but it is not advisable to move the compressor forward or backward. For this, it is necessary that the compressor is fixed not with rigid, but with elastic elements, for example using spring or rubber elements, with rigid fixation from movements along the axis.

В случае недостаточного сжатия газа (газожидкостной смеси) на одной ступени сжатия (на одном модуле) целесообразно вводить в агрегат вторую и т.д. ступени сжатия, необходимые для дальнейшего сжатия газа (газожидкостной смеси). Поэтому в случае необходимости устанавливают эти ступени, и газ (газожидкостная смесь) с выкида 1-й ступени сжатия идет на прием второй ступени сжатия газа (газожидкостной смеси) и т.д. до создания необходимого давления. Применение последовательно нескольких модулей (нескольких ступеней сжатия) с целью повышения конечного давления повышает эффективность работы данного силового агрегата.In case of insufficient compression of the gas (gas-liquid mixture) at one compression stage (on one module), it is advisable to introduce a second one, etc. compression stages necessary for further compression of the gas (gas-liquid mixture). Therefore, if necessary, these stages are set, and the gas (gas-liquid mixture) from the discharge of the 1st compression stage goes to the reception of the second stage of gas compression (gas-liquid mixture), etc. until the necessary pressure is created. The use of several modules in series (several stages of compression) in order to increase the final pressure increases the efficiency of this power unit.

Благодаря использованию в качестве привода применяемых для добычи нефти приводов скважинного штангового насоса, например станка-качалки или других приводов, применяемых для добычи нефти, обеспечивается увеличение длины хода плунжера поршневого компрессора до 3-6 и более метров против обычных силовых поршневых компрессоров с длиной хода плунжера не более 10-30 см и уменьшение числа двойных ходов плунжера до 1-20 в минуту против обычных 400-750 двойных ходов в минуту, что на порядок и более уменьшает абразивный и инерционный износы деталей поршневого компрессора, а следовательно, кратно увеличивается надежность и продолжительность работы его насосной пары (цилиндр - плунжер), сальников, клапанов, привода компрессора. Также увеличение длины хода плунжера в предлагаемом агрегате против обычных поршневых компрессоров уменьшает относительный объем "мертвого" пространства (объем, который может заполнять газ в конце цикла сжатия) и увеличивает коэффициент подачи поршневого компрессора. В итоге все вышеизложенное позволяет упростить конструкцию поршневого компрессора при одновременном повышении надежности, увеличении КПД работы агрегата. Также для заявляемого компрессорного агрегата не потребуется укрытие, что снижает капитальные затраты.Due to the use of a borehole sucker pump drive, such as a rocking machine or other drives used for oil production, used as a drive for oil production, the piston compressor plunger travels up to 3-6 meters or more against conventional piston power compressors with plunger stroke lengths no more than 10-30 cm and a decrease in the number of double strokes of the plunger to 1-20 per minute versus the usual 400-750 double strokes per minute, which reduces the abrasive and inertial wear of piston parts by an order of magnitude or more Vågå compressor and consequently fold increases reliability and duration of its pumping pair (cylinder - piston), seals, valves, compressor drive. Also, increasing the stroke length of the plunger in the proposed unit against conventional reciprocating compressors reduces the relative amount of “dead” space (the amount that gas can fill at the end of the compression cycle) and increases the flow coefficient of the reciprocating compressor. As a result, all of the above allows us to simplify the design of the reciprocating compressor while improving reliability and increasing the efficiency of the unit. Also for the inventive compressor unit does not require shelter, which reduces capital costs.

Кроме того, применение в конструкции предлагаемого агрегата серийно выпускаемого оборудования для добычи нефти по новому направлению повышает стандартизацию и общую надежность работы оборудования, удешевляет затраты на производство и текущее обслуживание. Кроме того, поршневой компрессор (одноцилиндровый или многоцилиндровый) при данной схеме оборудования является достаточно простым, надежным, дешевым и легко заменяемым по сравнению со стандартными поршневыми компрессорами.In addition, the use in the design of the proposed unit of commercially available equipment for oil production in a new direction increases the standardization and overall reliability of the equipment, reduces the cost of production and maintenance. In addition, a piston compressor (single cylinder or multi cylinder) with this equipment scheme is quite simple, reliable, cheap and easily replaceable compared to standard piston compressors.

Использование тихоходного (1-20 двойных ходов в минуту) с большой длиной хода поршня (до 3-6 и более метров) поршневого компрессора с приводом, например, от штангового глубинного насоса обусловлено более высоким КПД по сравнению с применяемыми в настоящее время плунжерными (поршневыми) компрессорами: КПД поршневого компрессора и привода - станка-качалки =0,94-0,9 против 0,8-0,71 у стандартных поршневых компрессоров, что в 1,2-1,4 раза снижает потребляемую электроэнергию, а также более надежно работает при сжатии и перекачивании газожидкостной смеси. Кроме того, стоимость используемого в предлагаемом агрегате поршневого компрессора кратно меньше стоимости поршневых компрессоров, применяемых для сжатия и закачки (транспортировки) газа, газожидкостной смеси. Кроме того, предлагаемый агрегат может более длительное время работать в автономном режиме по сравнению с существующими компрессорами.The use of a low-speed (1-20 double strokes per minute) with a long piston stroke length (up to 3-6 or more meters) of a reciprocating compressor driven by, for example, a sucker rod pump is due to a higher efficiency compared to the plunger piston (currently used) ) compressors: the efficiency of the reciprocating compressor and the drive - pumping unit = 0.94-0.9 versus 0.8-0.71 for standard reciprocating compressors, which reduces energy consumption by 1.2-1.4 times, as well as more reliably works when compressing and pumping a gas-liquid mixture. In addition, the cost of the reciprocating compressor used in the proposed unit is less than the cost of the reciprocating compressors used for compression and injection (transportation) of gas, gas-liquid mixture. In addition, the proposed unit can operate in a standalone mode for a longer time compared to existing compressors.

Благодаря тому что горизонтальный поршневой компрессор закреплен на раме привода скважинного штангового насоса, обеспечивается компактное расположение всего оборудования и образуется единая система элементов, которая позволяет создать надежную компрессорную систему, гарантированно работающую и самоцентрируемую.Due to the fact that the horizontal piston compressor is mounted on the drive frame of the borehole sucker rod pump, a compact arrangement of all equipment is ensured and a single system of elements is formed, which allows you to create a reliable compressor system that is guaranteed to work and self-centered.

Благодаря некоторому более высокому расположению рабочей зоны силового компрессора по сравнению с нерабочей зоной при наклонном размещении компрессора, конденсируемая при сжатии газа жидкость или жидкость в газожидкостной смеси постоянно смачивает внутреннюю поверхность поршневого компрессора и сальников полированного штока, снижает коэффициент трения и уменьшает вероятность задира внутренней поверхности цилиндра и плунжера, полированного штока с сальником, а также практически до нуля уменьшает "мертвое" пространство газа, выдавливая жидкостью сжимаемый газ, и, как следствие, автоматически поддерживается максимально высокий коэффициент подачи компрессора, а также уменьшаются усилия, необходимые для возвращения плунжера компрессора в исходное положение при ходе назад к нерабочей зоне компрессора.Due to a somewhat higher arrangement of the working zone of the power compressor compared to the non-working zone when the compressor is tilted, the liquid or liquid condensed during gas compression in the gas-liquid mixture constantly wetts the inner surface of the piston compressor and the polished rod glands, reduces the friction coefficient and reduces the likelihood of scuffing of the inner surface of the cylinder and a plunger, a polished rod with an oil seal, and also almost to zero reduces the "dead" space of gas, squeezing By compressing gas with liquid, and as a result, the maximum flow coefficient of the compressor is automatically maintained as well as the efforts required to return the compressor plunger to its original position when moving back to the compressor inoperative zone are reduced.

Соединение подвески (она может быть канатной, цепной) привода скважинного штангового насоса и штока плунжера поршневого компрессора независимыми раздельными автономными гибкими связями с направляющим блоком, которые одним концом жестко закреплены на указанном направляющем блоке, обеспечивает достаточно длительную надежность работы этих гибких связей во времени.The suspension connection (it can be a rope, chain) of the downhole sucker rod pump drive and the piston compressor piston rod with independent separate autonomous flexible connections with a guide block, which at one end are rigidly fixed to the specified guide block, provides a sufficiently long-term reliability of these flexible connections in time.

Снабжение выкида поршневого компрессора двойным сальниковым устройством, состоящим из внутреннего сальника, работающего на перепаде давлений больше, чем давление сжатия и закачки (перекачки) газа (газожидкостной смеси) (10-35 и более МПа), промежуточной полости для скапливания утечек сжимаемого газа (газожидкостной смеси) с линией для отвода просочившегося газа (газожидкостной смеси) в трубопровод газа (газожидкостной смеси) низкого давления и внешнего сальника, работающего на перепаде давлений больше, чем давление в трубопроводе газа (газожидкостной смеси) низкого давления, так, чтобы закачиваемый газ (газожидкостная смесь) высокого давления с выкида поршневого компрессора уходил в трубопровод высокого давления и далее в скважину или в трубопровод, а просочившийся в промежуточную полость сальникового устройства газ (газожидкостная смесь) по отводной линии уходил в трубопровод газа (газожидкостной смеси) низкого давления и далее на прием поршневого компрессора, при этом внутренний сальник предотвращает возможность утечек газа (газожидкостной смеси) вдоль движущегося полированного штока из рабочей зоны поршневого компрессора в промежуточную полость, а внешний сальник предотвращает возможность утечек газа (газожидкостной смеси) вдоль движущегося полированного штока из промежуточной полости в атмосферу, что в целом позволяет создать работоспособное сальниковое устройство, способное работать длительное время.Supplying the piston compressor discharge with a double stuffing box consisting of an internal stuffing box operating at a differential pressure greater than the compression and injection (pumping) gas (gas-liquid mixture) pressures (10-35 and more MPa), an intermediate cavity for collecting leaks of compressible gas (gas-liquid) mixture) with a line for draining leaking gas (gas-liquid mixture) into the gas pipeline (gas-liquid mixture) of low pressure and an external oil seal operating at a differential pressure greater than the pressure in the gas pipeline (gas low-pressure mixture), so that the injected high-pressure gas (gas-liquid mixture) from the outflow of the reciprocating compressor goes into the high-pressure pipe and then into the well or pipeline, and the gas (gas-liquid mixture) leaked into the intermediate cavity of the stuffing box leaves the discharge line into the pipeline of gas (gas-liquid mixture) of low pressure and then to the reception of the reciprocating compressor, while the internal seal prevents the possibility of leakage of gas (gas-liquid mixture) along the lined rod from the working area of the reciprocating compressor to the intermediate cavity, and the external seal prevents the possibility of gas (gas-liquid mixture) leakage along the moving polished rod from the intermediate cavity to the atmosphere, which generally allows us to create a workable stuffing box that can work for a long time.

Введение в конструкцию предлагаемого агрегата воздушного компенсатора на трубопроводе газа (газожидкостной смеси) с выкида поршневого компрессора способствует снижению колебаний давления в выкидной линии по сравнению с работой поршневого компрессора без воздушного компенсатора и повышает надежность работы всего оборудования.Introduction to the design of the proposed unit of the air compensator on the gas pipeline (gas-liquid mixture) from the discharge of the piston compressor helps to reduce pressure fluctuations in the flow line compared to the operation of the piston compressor without an air compensator and increases the reliability of all equipment.

Введение в конструкцию предлагаемого агрегата узла для возвращения плунжера одноцилиндрового поршневого компрессора в исходное положение сообщает всей системе возможность устойчиво функционировать.Introduction to the design of the proposed unit assembly to return the plunger of a single-cylinder reciprocating compressor to its original position tells the whole system the ability to function stably.

Введение в конструкцию предлагаемого агрегата обратного клапана на выкидной линии поршневого компрессора сообщает устройству безопасность работ при нарушении герметичности оборудования до обратного клапана.Introduction to the design of the proposed unit of the non-return valve on the discharge line of the piston compressor informs the device of the safety of work in case of violation of the tightness of the equipment to the non-return valve.

Введение в конструкцию предлагаемого агрегата на трубопроводе высокого давления многоцилиндрового дифференциального компрессора автоматического запорного устройства сообщает всей системе возможность устойчиво функционировать.Introduction to the design of the proposed unit on the high pressure pipeline of a multi-cylinder differential compressor of an automatic shut-off device tells the whole system the ability to function stably.

Направляющий блок может быть выполнен в виде цельной детали, которая в свою очередь может быть выполнена круглой формы или эллипсоидной или другой формы для изменения скорости движения плунжера при сжатии газа (газожидкостной смеси) высокого давления и при его возврате в исходное положение, при изменении неравномерности движения плунжера и, как следствие, для снижения нагрузок и уменьшения их неравномерности на подвеску привода скважинного штангового насоса, в том числе дуги эллипсов могут быть разной формы (т.е. равномерной или неравномерной эллипсоидной формы).The guide block can be made in the form of a solid part, which in turn can be made round or ellipsoidal or other shape to change the speed of the plunger when compressing high pressure gas (gas-liquid mixture) and when it returns to its original position, when the uneven movement plunger and, as a result, to reduce the loads and reduce their unevenness on the suspension of the drive of a sucker rod pump, including arcs of ellipses can be of different shapes (i.e., uniform or uneven ernoy ellipsoidal).

Кроме того, направляющий блок может быть выполнен в виде составной детали, имеющей круглую и/или эллипсоидную или другую форму (например, для одной гибкой связи круглая часть направляющего блока, для другой - эллипсоидная или другой формы). Также направляющий блок может быть сменным.In addition, the guide block can be made in the form of a component having a round and / or ellipsoidal or other shape (for example, for one flexible connection the round part of the guide block, for the other - ellipsoidal or other shape). Also, the guide block can be replaceable.

Для предотвращения выхода из строя компрессорного оборудования и трубопроводов из-за замерзания выпадающего из газа конденсата (газожидкостной смеси) в холодное время года предлагаемый агрегат может быть дополнительно снабжен узлом обогрева поршневого компрессора и трубопроводов. Также можно предусмотреть ручной или автоматический слив конденсата (газожидкостной смеси) из компрессорного оборудования при пониженной температуре или при необходимости прекращения работ. Также можно предусмотреть узел смазки поршневого компрессора. Также можно предусмотреть ввод необходимых реагентов для предупреждения различных осложнений.To prevent the failure of compressor equipment and pipelines due to freezing of condensate (gas-liquid mixture) falling out of the gas during the cold season, the proposed unit can be additionally equipped with a heating unit for the piston compressor and pipelines. You can also provide manual or automatic drainage of condensate (gas-liquid mixture) from the compressor equipment at low temperatures or, if necessary, termination of work. A lubrication unit for the reciprocating compressor may also be provided. You can also include the introduction of the necessary reagents to prevent various complications.

Предлагаемое изобретение иллюстрируется чертежами, где на фиг.1 приведена общая схемы компрессорного агрегата с одноцилиндровым поршневым компрессором; на фиг.2 - разрез А-А; на фиг.3 - общая схемы компрессорного агрегата с многоцилиндровым дифференциальным поршневым компрессором и на фиг.4 - разрез Б-Б.The present invention is illustrated by drawings, where figure 1 shows a General diagram of a compressor unit with a single-cylinder reciprocating compressor; figure 2 is a section aa; figure 3 is a General diagram of a compressor unit with a multi-cylinder differential piston compressor and figure 4 is a section bB.

В частности, в качестве примера рассмотрим установку компрессорного агрегата для сжатия, повышения давления и подачи сжимаемого газа или газожидкостной смеси в нагнетательную скважину, при этом рассмотрим компрессорный агрегат, состоящий из двух последовательно гидравлически соединенных модулей, каждый из которых состоит из станка-качалки, которые обычно применяют в качестве привода скважинного штангового насоса, с двухплечным балансиром с канатной подвеской с четырехзвенным кривошипно-коромысловым преобразующим механизмом, и в дальнейшем эти приводы будем обозначать как станки-качалки, поршневого компрессора, холодильника и трубопроводов.In particular, as an example, consider the installation of a compressor unit for compressing, increasing pressure and supplying a compressible gas or gas-liquid mixture to an injection well, while we consider a compressor unit consisting of two series-connected hydraulically connected modules, each of which consists of a rocking machine, which usually used as a drive for a borehole sucker-rod pump, with a two-arm balancer with a rope suspension with a four-link crank-beam transforming mechanism, and yes neyshem these actuators will be denoted as the pumping unit, a reciprocating compressor, refrigerator and pipelines.

В целом модуль компрессорного агрегата для сжатия, повышения давления и закачки газа или газожидкостной смеси в нагнетательную скважину 1 с колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) 2 и пакером содержит станок-качалку 3, установленный на раме 4 поршневой компрессор 5, в случае необходимости, холодильник 6 для охлаждения сжимаемого газа или газожидкостной смеси, а также систему трубопроводов, объединяющих их в единое целое. В нагнетательную скважину 1 спущена колонна насосно-компрессорных труб (НКТ) 2 для подачи газа или газожидкостной смеси высокого давления в эксплуатационный пласт.In general, the module of the compressor unit for compressing, increasing the pressure and injecting gas or gas-liquid mixture into the injection well 1 with the tubing string 2 and the packer contains a pumping unit 3, a piston compressor 5 mounted on the frame 4, if necessary, a refrigerator 6 for cooling a compressible gas or gas-liquid mixture, as well as a piping system combining them into a single unit. A string of tubing (tubing) 2 has been lowered into injection well 1 to supply high pressure gas or gas-liquid mixtures to the production formation.

В холодильнике 6 происходит охлаждение газа с отделением, в случае необходимости, конденсата или газожидкостной смеси. На установке, в случае необходимости, в газ или газожидкостную смесь дозируются те или иные реагенты для предотвращения различных осложнений: пенообразующие поверхностно-активные вещества для создания устойчивой пены при закачке газожидкостной смеси в пласт; ингибиторы коррозии, парафиноотложений, солеотложений; деэмульгаторы, смазка и прочее. Под рамой 4 станка-качалки 3 первой ступени (модуля) сжатия газа или газожидкостной смеси горизонтально или с более высоким расположением рабочей зоны, жестко или с некоторой степенью свободы закреплен поршневой компрессор 5, содержащий рабочий цилиндр 7, всасывающий рабочий клапан 8, расположенный преимущественно ниже нагнетательного рабочего клапана 9, плунжер 10 с полированным штоком 11. При этом рабочая зона 12 цилиндра 7 поршневого компрессора 5 через всасывающий клапан 8 соединена с трубопроводом 13 газа или газожидкостной смеси низкого давления, а через нагнетательный клапан 9 поршневого компрессора 5 связана, в свою очередь, с трубопроводом 14 высокого давления и холодильником 6. При этом поршневой компрессор 5 в случае необходимости для лучшей работы также может охлаждаться холодильником. В холодильнике 6 происходит необходимое охлаждение газа или газожидкостной смеси и в случае необходимости через патрубок 15 удаляется жидкость. Нерабочая зона 16 цилиндра 7 соединена отводной линией 17 для отвода утечек газа или газожидкостной смеси с трубопроводом 13 низкого давления. При этом отводная линия 17 утечек выходит из нерабочей зоны 16 цилиндра 7 преимущественно в верхней части цилиндра 7 с целью создания условий для скапливания жидкости в нерабочей зоне 16, необходимой для смачивания рабочих поверхностей цилиндра 7 и плунжера 10. На входе-выходе полированного штока 11 в рабочую зону 12 цилиндра 7 поршневого компрессора 5 для его герметизации установлено сальниковое устройство 18, состоящее из внутреннего сальника 19 для предотвращения утечек из рабочей зоны 12 цилиндра 7 поршневого компрессора 5, из полости 20 сальника 18 для скапливания утечек газа или газожидкостной смеси из рабочей зоны 12 цилиндра 7 с отводной линией 21 для отвода утечек газа или газожидкостной смеси из полости 20 в трубопровод 13 низкого давления и далее на всасывающий клапан 8 компрессора 5 и внешнего сальника 22 для предотвращения утечек из полости 20 в атмосферу. При этом выход отводной линии 21 сделан предпочтительно из верхней части полости 20 для создания условий для скапливания в ней газового конденсата (жидкости), который из-за своей большей вязкости по сравнению с газом, во-первых, уменьшает утечки газа (жидкости) в атмосферу, а во-вторых, смачивает сальники 19 и 22 и полированный шток 11 и уменьшает их износ.In the refrigerator 6, the gas is cooled to separate, if necessary, condensate or a gas-liquid mixture. At the installation, if necessary, certain reagents are dosed into the gas or gas-liquid mixture to prevent various complications: foaming surfactants to create stable foam when the gas-liquid mixture is injected into the formation; inhibitors of corrosion, paraffin scaling, scaling; demulsifiers, grease and more. Under the frame 4 of the rocking machine 3 of the first stage (module) for gas or gas-liquid mixture compression horizontally or with a higher location of the working area, a piston compressor 5 is fixed rigidly or with a certain degree of freedom, comprising a working cylinder 7, a suction working valve 8, located mainly below discharge working valve 9, plunger 10 with a polished rod 11. In this case, the working area 12 of the cylinder 7 of the reciprocating compressor 5 is connected via a suction valve 8 to the pipeline 13 of a gas or gas-liquid mixture of low phenomenon, and through the discharge valve 9, the reciprocating compressor 5 is connected, in turn, with a high-pressure pipe 14 and condenser 6. This reciprocating compressor 5 if necessary for better performance can also be cooled condenser. In the refrigerator 6, the necessary cooling of the gas or gas-liquid mixture occurs and, if necessary, the liquid is removed through the pipe 15. The non-working zone 16 of the cylinder 7 is connected by a discharge line 17 for the removal of leaks of gas or gas-liquid mixture with the low pressure pipe 13. In this case, the leakage discharge line 17 leaves the non-working zone 16 of the cylinder 7 mainly in the upper part of the cylinder 7 in order to create conditions for the accumulation of liquid in the non-working zone 16, necessary for wetting the working surfaces of the cylinder 7 and the plunger 10. At the input and output of the polished rod 11 the working area 12 of the cylinder 7 of the reciprocating compressor 5 for sealing it is installed a stuffing box 18, consisting of an internal seal 19 to prevent leakage from the working area 12 of the cylinder 7 of the reciprocating compressor 5, from the cavity 20 of the stuffing box 18 for collecting leaks of gas or gas-liquid mixture from the working area 12 of the cylinder 7 with a discharge line 21 for removing leaks of gas or gas-liquid mixture from the cavity 20 to the low pressure pipe 13 and then to the suction valve 8 of the compressor 5 and the external seal 22 to prevent leakage from the cavity 20 to the atmosphere. In this case, the outlet of the discharge line 21 is preferably made from the upper part of the cavity 20 to create conditions for the accumulation of gas condensate (liquid) in it, which, due to its higher viscosity compared to gas, firstly reduces the leakage of gas (liquid) into the atmosphere and secondly, it moistens the seals 19 and 22 and the polished rod 11 and reduces their wear.

При наличии в компрессорном агрегате второго модуля (второй ступени сжатия) по трубопроводу 14 высокого давления первой ступени сжатия (первого модуля) газ или газожидкостная смесь через холодильник 6, мимо воздушного компенсатора 23, предназначенного для сглаживания пульсаций давления, поступает на вторую ступень сжатия (во второй модуль) в поршневой компрессор 24 второй ступени сжатия в цилиндр 25 в рабочую зону 26 цилиндра 25 через всасывающий клапан 27. Из рабочей зоны 26 сжатый газ или газожидкостная смесь второй ступени сжатия через нагнетательный клапан 28 поршневого компрессора 24 поступает в трубопровод 29 высокого давления и через холодильник 30, обратный клапан 31 поступает в нагнетательную скважину 1.If the compressor unit has a second module (second compression stage) through the high pressure pipe 14 of the first compression stage (first module), gas or gas-liquid mixture through the refrigerator 6, past the air compensator 23, designed to smooth out pressure pulsations, enters the second compression stage (in second module) into a piston compressor 24 of the second compression stage into the cylinder 25 into the working area 26 of the cylinder 25 through the suction valve 27. From the working area 26, compressed gas or gas-liquid mixture of the second compression stage through the pump The check valve 28 of the reciprocating compressor 24 enters the high pressure pipe 29 and through the refrigerator 30, the check valve 31 enters the injection well 1.

При этом поршневой компрессор 24 второй ступени сжатия в случае необходимости для лучшей работы также может охлаждаться холодильником. В холодильнике 30 происходит необходимое охлаждение газа или газожидкостной смеси, и в случае необходимости через патрубок 32 удаляется газовый конденсат. У поршневого компрессора 24 второй ступени сжатия нерабочая зона 33 соединена отводной линией 34 для отвода утечек газа или газожидкостной смеси с трубопроводом 14 низкого давления для второй ступени сжатия (или с трубопроводом 14 высокого давления для первой ступени сжатия 14). При этом отводная линия утечек 34 выходит из нерабочей зоны 33 цилиндра 25 преимущественно в верхней части для создания в зоне 33 условий для скапливания жидкости, предназначенной для смачивания рабочих поверхностей цилиндра 25 и плунжера 35 с целью снижения утечек газа из рабочей зоны 26 и уменьшения износа поверхностей цилиндра 25 и плунжера 35. На входе-выходе полированного штока 36 в рабочую зону 26 цилиндра 25 поршневого компрессора 24 второй ступени сжатия для его герметизации установлено сальниковое устройство 37, состоящее из внутреннего сальника 38 для предотвращения утечек из рабочей зоны 26 цилиндра 25 в полость 39 сальника 37, полости 39 для скапливания утечек из рабочей зоны 26 цилиндра 25 и внешнего сальника 40 для предотвращения утечек газа или газожидкостной смеси из полости 39 в атмосферу. Полость 39 сальникового устройства 37 снабжена отводной линией 41 для отвода утечек из полости 39 в трубопровод 13 низкого давления первой ступени сжатия и далее на всасывающий клапан 8 компрессора 5 первой ступени сжатия, и при этом выход отводной линии 41 из полости 39 сделан преимущественно из верхней ее части для создания условий для скапливания в ней газового конденсата (жидкости), который из-за своей большей вязкости по сравнению с газом, во-первых, уменьшает утечки газа (жидкости) в атмосферу, а во-вторых, смачивает сальники 38 и 40 и полированный шток 36, уменьшая их износ.In this case, the piston compressor 24 of the second compression stage, if necessary, can also be cooled by a refrigerator for better performance. In the refrigerator 30, the necessary cooling of the gas or gas-liquid mixture takes place, and if necessary, gas condensate is removed through the pipe 32. For the reciprocating compressor 24 of the second compression stage, the idle zone 33 is connected by a discharge line 34 for removing gas or gas-liquid mixture leaks with a low pressure pipe 14 for the second compression stage (or with a high pressure pipe 14 for the first compression stage 14). In this case, the leakage line 34 leaves the inoperative zone 33 of the cylinder 25 mainly in the upper part to create conditions in the zone 33 for the accumulation of liquid intended for wetting the working surfaces of the cylinder 25 and the plunger 35 in order to reduce gas leaks from the working zone 26 and reduce surface wear cylinder 25 and plunger 35. At the input-output of the polished rod 36 into the working area 26 of the cylinder 25 of the reciprocating compressor 24 of the second compression stage, a gland device 37 consisting of internal grease is installed to seal it ika 38 to prevent leakage of the working area 26 of the cylinder 25 into the cavity 39 of the gland 37, the cavity 39 for accumulation of the leakage of the working area 26 of the cylinder 25 and the outer oil seal 40 to prevent leakage of gas or liquid-gas mixture from the cavity 39 into the atmosphere. The cavity 39 of the stuffing box 37 is provided with a discharge line 41 for discharging leaks from the cavity 39 into the low pressure pipe 13 of the first compression stage and then to the suction valve 8 of the compressor 5 of the first compression stage, and the outlet line 41 from the cavity 39 is made mainly of its upper parts to create conditions for the accumulation of gas condensate (liquid) in it, which, due to its higher viscosity compared to gas, firstly, reduces leakage of gas (liquid) into the atmosphere, and secondly, it moistens the seals 38 and 40 and polished second rod 36, reducing wear.

Станки-качалки 3 обеих ступеней сжатия (обоих модулей) являются одинаковыми и снабжены сдвоенной канатной подвеской 42, которая через подвеску 43 (типа подвески устьевого штока) связана гибкой связью 44 (например, тросом, канатом, пластинчатой цепью) с направляющим блоком 45 и жестко закреплена на нем одним концом в фиксаторе 46 (фиг.2). При этом блок 45 может крепиться таким образом, что канатная подвеска 42 и гибкая связь 44 могут располагаться как вертикально, так и с некоторым углом от вертикали. Полированные штоки 11 первой ступени сжатия и 36 второй ступени сжатия через зажим 47 также соединены спаренной гибкой двойной связью 48 со своими направляющими блоками 45. Одни концы гибкой связи 48 также жестко закреплены на направляющем блоке 45 в фиксаторах 49. При этом направляющий блок 45, имеющий длину окружности преимущественно не менее максимальной длины хода станка-качалки, выполнен с возможностью наматывания на него и разматывания с него указанных гибких связей 44 и 48 преимущественно на длину не более одного оборота с целью исключения истирания этих гибких связей. В преимущественном варианте выполнения на наружной поверхности направляющего блока 45 выполнены три желобка, средний из которых предназначен для наматывания - разматывания одной гибкой связи, например гибкой связи 44, а два боковых - для наматывания - разматывания другой гибкой связи, например гибкой связи 48, и в рабочем и в нерабочем состояниях агрегата гибкая связь 44 является частично намотанной - частично размотанной на блоке 45, а гибкая связь 48 частично размотанной - частично намотанной. Полированные штоки 11 первой ступени сжатия и 36 второй ступени сжатия соответственно плунжеров 10 и 35 снабжены узлом 50 для возвращения плунжеров 10 и 35 в исходное положение, например упругими элементами типа резины или пружинами, закрепленными с одной стороны на зажиме 47 полированных штоков 11 или 36 и с другой стороны на корпусе компрессора 5 или 24 или на раме 4 станка-качалки 3. Узел 50 может располагаться или внутри компрессора, или с выходом наружу. Возвращению в исходное положение плунжеров 10 или 35 также способствует некоторое более высокое положение рабочей зоны 12 или 26 цилиндра 7 и 25 соответственно компрессоров 5 и 24 относительно нерабочей зоны цилиндра 16 и 33.The rocking machines 3 of both compression stages (both modules) are identical and are equipped with a double rope suspension 42, which is connected via a suspension 43 (for example, a wellhead suspension) by a flexible connection 44 (for example, a cable, a rope, a chain) to the guide block 45 and is rigidly fixed on it with one end in the latch 46 (figure 2). In this case, the block 45 can be mounted in such a way that the cable suspension 42 and the flexible connection 44 can be located both vertically and with a certain angle from the vertical. The polished rods 11 of the first compression stage and 36 of the second compression stage through the clamp 47 are also connected by a paired flexible double coupling 48 to their guide blocks 45. One ends of the flexible coupling 48 are also rigidly fixed to the guide block 45 in the clips 49. The guide block 45 having the circumference is predominantly not less than the maximum stroke length of the rocking machine, made with the possibility of winding on it and unwinding from it the specified flexible connections 44 and 48, preferably a length of not more than one revolution in order to exclude and tyranny of flexible connections. In an advantageous embodiment, three grooves are made on the outer surface of the guide block 45, the middle of which is designed for winding - unwinding one flexible connection, for example flexible connection 44, and two side - for winding - unwinding another flexible connection, for example flexible connection 48, and working and inoperative conditions of the unit, the flexible connection 44 is partially wound - partially unwound on the block 45, and the flexible connection 48 is partially unwound - partially wound. The polished rods 11 of the first compression stage and 36 of the second compression stage, respectively, of the plungers 10 and 35 are equipped with a unit 50 for returning the plungers 10 and 35 to their original position, for example, elastic elements such as rubber or springs fixed on one side to the clamp 47 of the polished rods 11 or 36 and on the other hand, on the compressor housing 5 or 24 or on the frame 4 of the rocking machine 3. The assembly 50 can be located either inside the compressor or with an exit to the outside. The return to the initial position of the plungers 10 or 35 also contributes to a somewhat higher position of the working area 12 or 26 of the cylinder 7 and 25, respectively, of the compressors 5 and 24 relative to the inoperative zone of the cylinder 16 and 33.

Предлагаемый компрессорный агрегат с одноцилиндровым поршневым компрессором в одну, две или более ступеней сжатия (при наличии нескольких модулей) работает следующим образом.The proposed compressor unit with a single-cylinder reciprocating compressor in one, two or more compression stages (in the presence of several modules) works as follows.

При ходе головки балансира 51 станка-качалки 3 вверх происходит разматывание гибкой связи 44 с направляющего блока 45 с одновременным наматыванием на него гибкой связи 47 и передачей движения на плунжер 10 компрессора 5 первой ступени сжатия через полированный шток 11, связанный гибкой связью 48 с направляющим блоком 45. При этом также растягиваются упругие элементы узла 50 для возвращения плунжера 10 в исходное положение. В результате передвижения плунжера 10 компрессора 5 закрывается всасывающий рабочий клапан 8, открывается нагнетательный рабочий клапан 9 и сжимаемый газ или газожидкостная смесь из рабочей зоны 12 цилиндра 7 поршневого компрессора 5 поступает в трубопровод 14 высокого давления первой ступени сжатия и затем через холодильник 6, мимо воздушного компенсатора 23 и обратный клапан 31 или в колонну НКТ 2 нагнетательной скважины 1 и далее в пласт или на вторую ступень сжатия (второй модуль).When the head of the balancer 51 of the rocking machine 3 is upward, the flexible coupling 44 is unwound from the guide unit 45 while the flexible coupling 47 is wound on it and the movement is transferred to the plunger 10 of the compressor 5 of the first compression stage through a polished rod 11 connected by a flexible coupling 48 to the guide block 45. At the same time, the elastic elements of the assembly 50 are also stretched to return the plunger 10 to its original position. As a result of the movement of the plunger 10 of the compressor 5, the suction working valve 8 is closed, the discharge working valve 9 is opened and the compressible gas or gas-liquid mixture from the working area 12 of the cylinder 7 of the piston compressor 5 enters the high pressure pipe 14 of the first compression stage and then through the refrigerator 6, past the air the compensator 23 and the check valve 31 or into the tubing string 2 of the injection well 1 and further into the formation or to the second compression stage (second module).

В последнем случае газ или газожидкостная смесь по трубопроводу 14 высокого давления (для первой ступени сжатия) поступает через всасывающий клапан 27 в рабочую зону 26 поршневого компрессора 24. Затем в результате передвижения плунжера 35 компрессора 24 закрывается всасывающий рабочий клапан 27, открывается нагнетательный рабочий клапан 28 и сжимаемый газ или газожидкостная смесь из рабочей зоны 26 цилиндра 25 поршневого компрессора 24 поступает в трубопровод 29 высокого давления второй ступени сжатия и затем через холодильник 30 и обратный клапан 31 в колонну НКТ 2 нагнетательной скважины 1 и далее в пласт или на третью ступень сжатия (третий модуль).In the latter case, the gas or gas-liquid mixture through the high pressure pipe 14 (for the first compression stage) enters through the suction valve 27 into the working area 26 of the piston compressor 24. Then, as a result of the movement of the plunger 35 of the compressor 24, the suction working valve 27 closes, the discharge working valve 28 opens and a compressible gas or gas-liquid mixture from the working area 26 of the cylinder 25 of the reciprocating compressor 24 enters the high pressure pipe 29 of the second compression stage and then through the refrigerator 30 and the return valve 31 in the tubing string 2 1 injection well and into the reservoir or to the third compression stage (third unit).

При ходе головки балансира 51 станка-качалки 3 вниз с помощью упругих элементов узла 50 через полированный шток 11 (36) плунжер 10 (35) силового компрессора 5 (24) возвращается в исходное положение. При этом открывается всасывающий рабочий клапан 8 (27), закрывается нагнетательный рабочий клапан 9 (28) и газ (газожидкостная жидкость) из трубопровода низкого давления 13 (14) перетекает в рабочую зону 12 (26) цилиндра 7 (25) компрессора 5 (24) и становится готовым для сжатия и закачки в трубопровод высокого давления 14 (30), в колонну НКТ 6 нагнетательной скважины 1 и далее в пласт. При этом при ходе полированного штока 11 (36) в исходное положение происходит разматывание гибкой связи 48 на направляющем блоке 45 и одновременно наматывание гибкой связи 44 на направляющий блок 45. И далее цикл сжатия и закачки газа (газожидкостной смеси) в нагнетательную скважину 1 повторяется.When the head of the balancer 51 of the rocking machine 3 is down, using the elastic elements of the assembly 50 through the polished rod 11 (36), the plunger 10 (35) of the power compressor 5 (24) returns to its original position. This opens the suction working valve 8 (27), closes the discharge working valve 9 (28) and gas (gas-liquid liquid) from the low pressure pipe 13 (14) flows into the working area 12 (26) of cylinder 7 (25) of compressor 5 (24) ) and becomes ready for compression and injection into the high pressure pipeline 14 (30), into the tubing string 6 of injection well 1 and further into the formation. In this case, during the course of the polished rod 11 (36) in the initial position, the flexible connection 48 is unwound on the guide unit 45 and at the same time the flexible connection 44 is unwound on the guide unit 45. And then the cycle of compression and injection of gas (gas-liquid mixture) into the injection well 1 is repeated.

Учитывая, что в предлагаемом компрессорном агрегате с помощью изменения положения шатуна 52 станка-качалки 3 на кривошипе 53 можно варьировать в среднем в 2-2,5 раза длину хода головки балансира 51 станка-качалки 3, а следовательно, и поршневого компрессора 5 (24), а с помощью клиноременной передачи 54 можно изменять до 3 раз в минуту число двойных качаний головки балансира 51, а следовательно, и число двойных ходов компрессора 5 (24), то в итоге можно в 6-8 раз изменять производительность компрессора 5 (24) без его замены. Благодаря чему можно обеспечивать разные режимы и производительность сжатия и закачки газа (газожидкостной смеси) без замены компрессорного оборудования и без перемещения всего агрегата. При этом в случае необходимости согласованности в работе компрессора первой ступени сжатия 5 с компрессором второй ступени сжатия 24 можно производить как с помощью регулирования числа двойных ходов, длины хода головки балансира на станках-качалках, так и меняя поршневые компрессоры. При замене компрессоров 5 (24) на компрессоры другой производительности (что можно сделать в течение нескольких часов без привлечения значительных сил, а также без глушения и ремонта скважины) диапазон производительности предлагаемого компрессорного агрегата, обеспечивающего сжатие и закачку газа (газожидкостной смеси) в нагнетательную скважину, можно еще более расширить.Given that in the proposed compressor unit by changing the position of the connecting rod 52 of the rocking machine 3 on the crank 53, it is possible to vary on average 2-2.5 times the stroke length of the head of the balancer 51 of the rocking machine 3, and therefore of the piston compressor 5 (24 ), and with the help of V-belt drive 54, it is possible to change up to 3 times per minute the number of double swings of the head of the balancer 51, and therefore the number of double strokes of compressor 5 (24), then in the end you can change the performance of compressor 5 6-8 times ) without replacing it. Due to this, it is possible to provide different modes and performance of compression and injection of gas (gas-liquid mixture) without changing compressor equipment and without moving the entire unit. Moreover, if there is a need for consistency in the operation of the compressor of the first compression stage 5 with the compressor of the second compression stage 24, it can be done by adjusting the number of double strokes, the stroke length of the balancer head on rocking machines, and changing reciprocating compressors. When replacing compressors 5 (24) with compressors of a different capacity (which can be done within a few hours without attracting significant forces, as well as without killing and repairing the well), the performance range of the proposed compressor unit that provides compression and injection of gas (gas-liquid mixture) into the injection well can be further expanded.

В результате использования предлагаемого компрессорного агрегата с одной или несколькими ступенями сжатия можно производно варьировать объем сжатия и закачки газа от 2-10 тыс.м³ до 10-50 тыс.м³ (подачу газожидкостной смеси от 3-20 м³/сут до 20-220-330 м³/сут и более по жидкости при любом ее газосодержании) и более при давлениях сжатия и закачки от 10 до 35 МПа и более для разных типоразмеров компрессоров и типоразмеров приводов, в частности станков-качалок, как в одну, так и в несколько скважин, при мощности электродвигателя станка-качалки до 100 и более кВт.As a result of using the proposed compressor unit with one or several compression stages, it is possible to vary the volume of compression and gas injection from 2-10 thousand m ³ to 10-50 thousand m ³ (gas-liquid mixture from 3-20 m ³ / day to 20 -220-330 m ³ / day or more with liquid at any gas content) or more at compression and injection pressures from 10 to 35 MPa or more for different sizes of compressors and sizes of drives, in particular rocking machines, in one and in several wells, with a power of the electric motor of the rocking machine up to 100 or more Tues.

Использование предлагаемого компрессорного агрегата для закачки газа (газожидкостной смеси) в нагнетательную скважину с помощью многоцилиндрового дифференциального поршневого компрессора имеет свои особенности. Указанный многоцилиндровый дифференциальный силовой компрессор 55 (фиг.3 и фиг.4) преимущественно с более верхним расположением рабочей зоны компрессора относительно нерабочей зоны жестко или с некоторой свободой закреплен на раме 4 станка-качалки 3. В качестве такого поршневого компрессора 55 с одной или несколькими ступенями сжатия может быть использован поршневой дифференциальный компрессор со следующими параметрами: объем сжатия и закачки газа от 2-10 тыс. м³ до 10-50 и более тыс. м³ (соответственно, многофазной жидкости от 3-20 м³/сут до 20-220 и более м³/сут по жидкости при любом газосодержании), при давлениях сжатия и закачки от 10-30 МПа и более для разных типоразмеров дифференциальных компрессоров и типоразмеров приводов, в частности станков-качалок, с закачкой как в одну, так и в несколько скважин, при мощности электродвигателя станка-качалки до 100 и более кВт. Многоцилиндровый дифференциальный компрессор 55 содержит цилиндр 56 в нерабочей зоне 57 дифференциального компрессора 55 и цилиндр 58 в рабочей зоне 59 дифференциального компрессора 55, имеющий диаметр меньше, чем цилиндр 56. Цилиндры 56 и 58 соединены переводником 60. В цилиндре 58 перемещается нагнетательный плунжер 61 с полированным штоком 62. В цилиндре 56 дифференциального компрессора 55 перемещается возвратный плунжер 63. Плунжер 63 имеет диаметр больше, чем диаметр у плунжера 61. Плунжеры 61 и 63 жестко соединены между собой и образуют подвижный дифференциальный плунжер 64 в виде системы плунжеров. Полость 65 между цилиндрами 56 и 58 для поддержания в ней давления, равного давлению в трубопроводе 14 высокого давления на первой ступени сжатия (на первом модуле) и в трубопроводе 29 высокого давления на второй ступени сжатия (на втором модуле), гидравлически связана по отводной трубке 66 с трубопроводом 14 (или с трубопроводом 29) газа (газожидкостной смеси) высокого давления соответствующей ступени сжатия компрессора 55. При этом нерабочая зона 57 соответственно первой и второй ступеней сжатия также гидравлически связана по отводным трубкам 67 с трубопроводами 13 (или с трубопроводом 14) газа (газожидкостной смеси) низкого давления соответствующей ступени сжатия. Станок-качалка (привод скважинного штангового насоса) 3 снабжена сдвоенной канатной подвеской 42, которая через подвеску 43 (типа подвески устьевого штока) связана гибкой связью 44 (например, тросом, канатом, лентой) с направляющим блоком 45 и жестко закреплена на нем одним концом в фиксаторе 46. Полированный шток 62 дифференциального компрессора 55 через зажим 47 полированного штока также соединен спаренной гибкой двойной связью 48 с направляющим блоком 45. Одни концы гибкой связи 48 жестко закреплены на направляющем блоке 45 в фиксаторах 49. При этом направляющий блок 45, имеющий длину окружности преимущественно не менее максимальной длины хода станка-качалки, выполнен с возможностью наматывания на него и разматывания с него указанных гибких связей 46 и 48 преимущественно на длину не более одного оборота с целью исключения истирания этих гибких связей. Для возвращения подвижного дифференциального плунжера 64 дифференциального компрессора 55 в исходное положение на плунжер 63 действует гидравлическое усилие F, равное произведению перепада давлений на выкиде и приеме компрессора 55 на разницу площадей возвратного 63 и нагнетательного 61 плунжеров. Возвращению в исходное положение дифференциального плунжера 64 также способствует некоторое более низкое положение нерабочей зоны 57 цилиндра 56 дифференциального компрессора 55 относительно рабочей зоны 59 цилиндра дифференциального компрессора 55. Кроме того, для надежного возврата в исходное положение дифференциального плунжера 64 на трубопроводе 14 (и трубопроводе 29) высокого давления дополнительно устанавливаются автоматические запорные устройства (задвижки) 68, которые автоматически открываются при определенном давлении, например при давлении, равном 0,5 давления газа (газожидкостной смеси) в трубопроводах 14 (29) высокого давления. Запорные устройства 68 необходимы для поддержания достаточного давления на выкиде дифференциальных компрессоров 55 для гарантированного возврата дифференциального плунжера в исходное положение.The use of the proposed compressor unit for pumping gas (gas-liquid mixture) into an injection well using a multi-cylinder differential piston compressor has its own characteristics. The specified multi-cylinder differential power compressor 55 (Fig.3 and Fig.4) mainly with a higher location of the compressor working area relative to the inoperative zone is rigidly or with some freedom fixed on the frame 4 of the rocking machine 3. As such a piston compressor 55 with one or more compression stages can be used piston differential compressor with the following parameters: the compression and injection of gas from 2-10 thousand m ³ to 10-50 and more than thousand m ³ (respectively, multiphase liquid from 3-20 m ³ / day to 20 -220 more m ³ / day for any of the liquid gas content), at pressures of compression and injection of 10-30 MPa and a differential for different sizes of compressors and sizes of actuators, in particular pumping units, with the injection in one or several wells , with a power of the electric motor of the rocking machine up to 100 and more kW. The multi-cylinder differential compressor 55 comprises a cylinder 56 in the inoperative zone 57 of the differential compressor 55 and a cylinder 58 in the working area 59 of the differential compressor 55 having a diameter smaller than cylinder 56. The cylinders 56 and 58 are connected by a sub 60. In the cylinder 58, the discharge plunger 61 is polished with a polished the rod 62. In the cylinder 56 of the differential compressor 55 moves the return plunger 63. The plunger 63 has a diameter larger than the diameter of the plunger 61. The plungers 61 and 63 are rigidly interconnected and form a movable diffuser entsialny plunger 64 as plunger system. The cavity 65 between the cylinders 56 and 58 to maintain a pressure equal to the pressure in the high-pressure pipe 14 in the first compression stage (on the first module) and in the high-pressure pipe 29 in the second compression stage (on the second module) is hydraulically connected through the outlet pipe 66 with the pipeline 14 (or with the pipeline 29) of a high pressure gas (gas-liquid mixture) of the corresponding compression stage of the compressor 55. In this case, the non-working zone 57 of the first and second compression stages, respectively, is also hydraulically connected via branch pipes 67 with t by pipelines 13 (or with pipeline 14) of low pressure gas (gas-liquid mixture) of the corresponding compression stage. The rocking machine (drive of a sucker rod pump) 3 is equipped with a double rope suspension 42, which is connected via a suspension 43 (for example, a cable, rope, tape) to the guide block 45 through a suspension 43 (such as a wellhead rod suspension) and is fixedly fixed to it by one end in the latch 46. The polished rod 62 of the differential compressor 55 is also connected via a polished rod clamp 47 to a paired flexible double link 48 to the guide unit 45. One end of the flexible link 48 is rigidly fixed to the guide block 45 in the clips 49. the guide unit 45, having a circumference of predominantly not less than the maximum stroke length of the rocking machine, is configured to wind and unwind said flexible ties 46 and 48 from it predominantly to a length of not more than one revolution in order to prevent abrasion of these flexible ties. To return the movable differential plunger 64 of the differential compressor 55 to its original position, the plunger 63 is subjected to a hydraulic force F equal to the product of the differential pressure on the discharge and the intake of the compressor 55 by the difference between the areas of the return 63 and the discharge 61 plungers. The resetting of the differential plunger 64 is also facilitated by the somewhat lower position of the non-working zone 57 of the cylinder 56 of the differential compressor 55 relative to the working area 59 of the cylinder of the differential compressor 55. In addition, to reliably reset the differential plunger 64 on line 14 (and line 29) high pressure automatic shut-off devices (valves) 68 are additionally installed, which automatically open at a certain pressure, for example, and a pressure equal to 0.5 gas pressure (gas-liquid mixture) in high pressure pipelines 14 (29). Shut-off devices 68 are necessary to maintain sufficient pressure on the discharge of the differential compressors 55 to ensure the differential plunger returns to its original position.

Предлагаемый компрессорный агрегат с дифференциальными многоцилиндровыми компрессорами 55 работает следующим образом.The proposed compressor unit with differential multi-cylinder compressors 55 operates as follows.

При ходе головки балансира 51 станка-качалки 3 вверх происходит разматывание гибкой связи 44 с направляющего блока 45 с одновременным наматыванием на него гибкой связи 48 и передачей движения на подвижный дифференциальный плунжер 64 дифференциального компрессора 55 через полированный шток 62, связанный гибкой связью 48 с направляющим блоком 45. При этом также для возвращения дифференциального плунжера 64 в исходное положение возникает гидравлическая сила F, равная произведению перепада давлений на выкиде и приеме дифференциального компрессора 55 на разницу площадей плунжеров 61 и 64. В результате передвижения дифференциального плунжера 64 дифференциального компрессора 55 закрывается всасывающий рабочий клапан 8 (или всасывающий клапан 27), открывается нагнетательный рабочий клапан 9 (28) и сжимаемый газ (газожидкостная смесь) из рабочей зоны 59 цилиндра 58 силового дифференциального компрессора 55 поступает в трубопровод высокого давления первой ступени сжатия 14 (трубопровод 29 второй ступени сжатия) и затем через холодильники 5 (30), буферную емкость 23, автоматические запорные устройства (задвижки) 68 и обратный клапан 31 в колонну НКТ 2 нагнетательной скважины 1 и далее в пласт. При ходе головки балансира 51 станка-качалки 3 вниз действующая гидравлическая сила F в полости 65 между цилиндрами возвращает дифференциальный плунжер 64 в исходное положение. При этом открывается всасывающий рабочий клапан 8 (27), закрывается нагнетательный рабочий клапан 9 (28) и сжимаемый газ (газожидкостная смесь) из трубопровода поступает в дифференциальный компрессор 55 и становится готовым для закачки в трубопровод высокого давления. При этом при ходе полированного штока 62 в исходное положение происходит разматывание гибкой связи 48 на направляющем блоке 45 и одновременно наматывание гибкой связи 44 на направляющий блок 45. И далее цикл закачки газа (газожидкостной смеси) в скважину 1 повторяется.When the head of the balancer 51 of the rocking machine 3 is upward, the flexible coupling 44 is unwound from the guide unit 45 while winding the flexible coupling 48 onto it and the movement is transmitted to the movable differential plunger 64 of the differential compressor 55 through a polished rod 62 connected by a flexible coupling 48 to the guide block 45. In this case, also to return the differential plunger 64 to its original position, a hydraulic force F arises equal to the product of the differential pressure on the discharge and the reception of the differential compressor 5 5 by the difference in the area of the plungers 61 and 64. As a result of the movement of the differential plunger 64 of the differential compressor 55, the suction working valve 8 (or suction valve 27) closes, the discharge working valve 9 (28) and compressible gas (gas-liquid mixture) from the working area 59 of the cylinder open 58 of the power differential compressor 55 enters the high pressure pipe of the first compression stage 14 (pipe 29 of the second compression stage) and then through refrigerators 5 (30), a buffer tank 23, automatic locking devices ( valves) 68 and check valve 31 into the tubing string 2 of injection well 1 and further into the formation. When the head of the balancer 51 of the rocking machine 3 is down, the acting hydraulic force F in the cavity 65 between the cylinders returns the differential plunger 64 to its original position. This opens the suction working valve 8 (27), closes the discharge working valve 9 (28) and the compressible gas (gas-liquid mixture) from the pipeline enters the differential compressor 55 and becomes ready for injection into the high pressure pipeline. In this case, during the course of the polished rod 62 to the initial position, the flexible connection 48 is unwound on the guide unit 45 and at the same time the flexible connection 44 is unwound on the guide unit 45. And then the cycle of pumping gas (gas-liquid mixture) into the well 1 is repeated.

Кроме рассмотренных схем сжатия и закачки газа или газожидкостной смеси с использованием поршневых или дифференциальных компрессоров, могут быть применены в нефтедобыче и закачке в ППД и другие схемы.In addition to the considered schemes for compressing and injecting gas or gas-liquid mixtures using reciprocating or differential compressors, other schemes can also be used in oil production and injection into RPMs.

Конструктивные узлы предлагаемого компрессорного агрегата являются традиционными, имеющимися в нефтедобывающих предприятиях и на предприятиях нефтяного машиностроения. Их объединение в один агрегат требует минимальных затрат.The structural units of the proposed compressor unit are traditional, available in oil enterprises and in the enterprises of oil engineering. Their combination in one unit requires minimal costs.

Применение данного изобретения при закачке газа или газожидкостной смеси позволяет решить проблему эффективной, экономной и надежной системы создания оборудования для сжатия и закачки газа или газожидкостной смеси в скважину, в пласт или в трубопровод, как для группы скважин, так и в вариантах индивидуального подхода к каждой конкретной скважине в зависимости от ее приемистости, уровня добычи, что бывает крайне необходимо при грамотной рациональной эксплуатации месторождений.The use of this invention when injecting gas or a gas-liquid mixture allows us to solve the problem of an effective, economical, and reliable system for creating equipment for compressing and pumping gas or a gas-liquid mixture into a well, into a formation, or into a pipeline, both for a group of wells and for individual approaches to each specific well depending on its injectivity, production level, which is extremely necessary with proper rational exploitation of the fields.

Кроме того, данный агрегат путем экономной, рациональной закачки вытесняющих агентов в продуктивный пласт позволит вовлекать в эксплуатацию и увеличивать коэффициент нефтеотдачи и темпы отбора нефти малопродуктивных, с ограниченными условиями добычи горизонтов и небольших месторождений, где в настоящее время экономически невыгодно применение добычи нефти существующими известными способами эксплуатации.In addition, this unit, through economical, rational injection of displacing agents into the reservoir, will enable the production and increase of the oil recovery coefficient and the rate of oil extraction of unproductive, with limited conditions for the extraction of horizons and small fields, where it is currently economically disadvantageous to use oil production using existing known methods operation.

Кроме того, предлагаемый компрессорный агрегат позволяет снизить капитальные вложения и эксплуатационные затраты как при закачке вытесняющих агентов (газа или газожидкостной смеси), так и при добыче нефти и, кроме того, дает максимально высокий коэффициент полезного действия оборудования, так как не требует использования дорогостоящего и сложного оборудования. Вместе с этим изменение производительности компрессора осуществляется без дополнительных ресурсов, замена поршневых компрессоров и их переустановка в зависимости от их производительности может проводиться без ремонтов и практически без остановок скважин, т.е. такая замена проводится малыми силами с малыми затратами.In addition, the proposed compressor unit allows to reduce capital investments and operating costs both when pumping displacing agents (gas or gas-liquid mixture), and in oil production and, in addition, provides the highest possible efficiency of the equipment, since it does not require the use of expensive and sophisticated equipment. At the same time, compressor productivity is changed without additional resources; piston compressors can be replaced and reinstalled depending on their productivity without repairs and practically without shutdowns of wells, i.e. such a replacement is carried out by small forces at low cost.

Кроме того, предлагаемый агрегат позволяет на основе существующих типоразмерных рядов поршневых насосов (например, типа скважинных насосов исполнения НВ2Б) и типоразмерных рядов станков-качалок или других поверхностных приводов, функционально предназначенных для работы скважинных штанговых глубинных насосов, при минимальных затратах разработать и создать принципиально новый типоразмерный ряд насосных установок для закачки газа или газожидкостной смеси в скважины для утилизации газа и в конечном счете для увеличения добычи нефти. А применение дифференциальных (многоцилиндровых) компрессоров (газожидкостных насосов) (например, на основе штанговых насосов 1-СП-57/45) позволяет дополнительно повысить надежность работы всей системы по закачке газа или газожидкостной смеси.In addition, the proposed unit allows, based on existing standard-sized series of piston pumps (for example, type NV2B borehole pumps) and standard-sized rows of pumping units or other surface drives, functionally designed for operation of borehole sucker-rod pumps, to develop and create a fundamentally new one at minimal cost a standard number of pumping units for injecting gas or gas-liquid mixtures into wells for gas utilization and ultimately for increasing oil production. And the use of differential (multi-cylinder) compressors (gas-liquid pumps) (for example, based on sucker rod pumps 1-SP-57/45) can further improve the reliability of the entire system for injecting gas or gas-liquid mixture.

Claims

1. A compressor unit for compressing gas or a gas-liquid mixture, designed to be injected into a well or pipeline, comprising a module consisting of a drive and piston compressor installed with the possibility of interaction with suction and discharge valves, respectively providing a piston compressor and introducing it into the working area gas or gas-liquid mixture from it through low and high pressure pipelines, respectively, characterized in that the compressor unit is used as a drive At contains a downhole sucker-rod pump drive with a suspension connected rigidly or with some freedom to a reciprocating compressor, the latter being mounted horizontally or obliquely and containing a cylinder and a plunger with a polished rod, the unit being further provided with a guide block with flexible connections, made at least , with two grooves, one of which is designed for winding-unwinding one flexible connection, and the other for unwinding-winding another flexible connection, while flexible connections lnymi, oriented at an angle to each other and one end fixed to the guide block and the other, respectively - on the suspension actuator downhole sucker rod pump and the polished rod.

2. The unit according to claim 1, characterized in that it contains at least two modules connected in series and playing the role of at least two stages of gas or gas-liquid mixture compression, and the working area of the piston compressor of the first module through its discharge the valve and the high pressure pipe are connected to the working area of the reciprocating compressor of the subsequent module through its suction valve, with the subsequent supply of compressed gas or gas-liquid mixture to the high pressure pipe of the subsequent mode la.

3. The unit according to claim 1, characterized in that, as a drive of a well sucker rod pump with a suspension, it comprises a balancing or unbalanced rocking machine, or an unbalanced high profile mast drive of sucker rod pumps, for example, an unbalanced chain drive of a well sucker rod pump ПЦ 80-6 ,one.

4. The unit according to claim 1 or 3, characterized in that the downhole sucker-rod pump drive contains at least a flexible cable suspension, a wellhead polished rod suspension, a wellhead polished rod and a wellhead seal.

5. The unit according to claim 1, characterized in that as a reciprocating compressor it contains a single cylinder compressor.

6. The unit according to claim 1, characterized in that as a reciprocating compressor it contains a multi-cylinder differential compressor.

7. The unit according to claim 1 or 5, characterized in that the polished rod of a single-cylinder reciprocating compressor is equipped with a unit for returning the compressor plunger to its original position.

8. The unit according to claim 7, characterized in that as a node for returning the compressor plunger to its original position, a system of elastic or traction elements with a load placed outside or inside the piston compressor is used.

9. The unit according to claim 1, characterized in that the guide block is rigidly or with some freedom connected to the drive of the downhole sucker rod pump through the frame.

10. The assembly according to claim 1, characterized in that the length of the wound and unwound flexible connections on the guide block is both less than and more than one circumference thereof.

11. The unit according to claim 1, characterized in that the guide block is made in the form of a solid part of a round or uniform or uneven ellipsoid shape.

12. The unit according to claim 1, characterized in that the guide block is made in the form of a composite part of a round and / or uniform or uneven ellipsoid shape.

13. The unit according to claim 1, characterized in that the discharge valve in the reciprocating compressor is preferably located above the suction valve.

14. The unit according to claim 1, characterized in that the outlet pipe for removing leaks of gas or gas-liquid mixture mainly leaves the upper inoperative zone of the cylinder of the reciprocating compressor.

15. The unit according to claim 1, characterized in that when placing the reciprocating compressor obliquely, its working area is located above the level of the inoperative zone to exclude the accumulation of free gas and prevent the formation of "dead space" during operation of the specified compressor, as well as to ensure maximum filling ratio of the compressor and providing an easier and more reliable return of the compressor plunger to its original position in the non-working zone of the compressor.

16. The unit according to claim 1, characterized in that the output of the polished rod from the reciprocating compressor is preferably equipped with a double stuffing box.

17. The unit according to clause 16, wherein the stuffing box is equipped with a branch line for the removal of gas or gas-liquid mixture leakage from the stuffing box cavity.

18. The assembly according to claim 17, characterized in that the outlet of the discharge line for removing leaks of gas or gas-liquid mixture from the stuffing box cavity for storing gas or gas-liquid mixture is preferably made from the upper part of the chamber for storing liquid, having a higher viscosity compared to gas, the purpose of reducing the leakage of gas or gas-liquid mixture into the atmosphere and reduce the coefficient of friction.

19. The unit according to claim 2, or 17, or 18, characterized in that the discharge lines for the removal of gas or gas-liquid mixtures from the stuffing box of the first and subsequent compression modules-stages are preferably connected to the low pressure pipe of the first module.

20. The unit according to claim 1, characterized in that on the high pressure pipeline associated with the working area of the reciprocating compressor, an air discharge compensator and a check valve are additionally placed.

21. The unit according to claim 20, characterized in that when using a multi-cylinder differential piston compressor as a reciprocating compressor, an automatic shut-off device is additionally placed between the air discharge compensator and the non-return valve.

22. The assembly according to claim 6, characterized in that in the multi-cylinder differential compressor the plunger consists of two plungers of different diameters, the internal cavities of which are hydraulically interconnected.

23. The unit according to item 22, wherein the diameter of the return plunger in the inoperative zone of the compressor is larger than the diameter of the discharge plunger in the working area of the compressor to create the restoring force of the movable differential plunger to its original inoperative position in the multi-cylinder differential compressor.

24. The assembly according to claim 22, wherein the piston compressor cavity between the plungers is hydraulically connected to the pipeline of a gas or high-pressure gas-liquid mixture of the corresponding compression stage module to create a restoring force to return the movable differential plunger to its original idle position.

25. The unit according to claim 1, characterized in that it is additionally equipped with a heating unit for the reciprocating compressor and pipelines associated with it.

26. The unit according to claim 1, characterized in that it is additionally equipped with a compressor lubrication unit.

27. The unit according to claim 1, characterized in that it is additionally equipped with a reagent input unit to prevent various complications.

28. The assembly according to claim 1, characterized in that the mounting of the guide block can be made in such a way that the suspension of the drive of the downhole sucker rod pump and the flexible connection between the guide block and the suspension can be located both vertically and with a certain angle from the vertical.

29. The unit according to claim 1, characterized in that it is additionally equipped with refrigerators for cooling compressible and pumped gas or gas-liquid mixture.