оabout
Q Изобретение относитс к технике эксплуатации газоводоконденсатных месторождений, а именно к устройст вам дл удалени конденсата из забо газовых сквалсин плунжером. Известен газлифтный плунжер, содержащий корпус с центральным и инжекционными каналами и сопла 1 J. Недостатком данного газлифтного плунжера вл етс возможность разъединени сопла от корпуса во врем подъема забойной жидкости (воды или нефти) газлифтньм плунжером. Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигавмому результату вл етс газлифтный плунжер, содержащий корпус, в центральном канале которого выполнен диффузор и боковые инжекционные каналы , и размещенное в центральном канале сопло C2J. Недостаткамиизвестного газлифтно го плзгнжера вл ютс необходимость установки на головке устьевого оборудовани отбойника дл разъединени сопла от корпуса, трудность обеспече ни соединени корпуса с соплом при посадке их на ограничитель, что снижает надежность его работы. При опус кании плунжера создаетс большое гид равлическое сопротивление поступающе му -газовому потоку, увеличиваетс врем опускани плунжера, что ведет к уменьшению объема добываемого газа Цель изобретени - упрощение монтажных работ при установке плунжера в колонне труб и увеличение объема добываемого газа. Указанна цель достигаетс тем, что в газлифтном плунжере, содержащем корпус,в центральном канале кото рого выполнены диффузор и боковые ин Ясекционные каналы, и размещенное в центральном канале сопло, последнее снабжено диском с пружиной, соедин ющей диск с корпусом, а в корпусе вы полне{ш вертикальные каналы,выходные {отверсти которых размещены в озоне инжекционных каналов и сообщены с центральным каналом при помощи отверстий в корпусе и сопле. На чертеже изображена схема газлнфтного плунжера. Газлифтный плунжер содержит корпу 1, в центральном канале которого выполней диффузор 2 и боковые инжекционные каналы 3, и размещенное в цент ральном канале сопло 4, которое снаб жено диском 5 с пружиной 6, соедин ющей диск 5 с корпусом 1, а в корпусе 1 выполнены вертикальные каналы 7, выходные отверсти которых размещены в зоне инжекционных каналов и сообщены с центральным каналом при помощи отверстий 8 и 9 в корпусе и сопле. Газлифтный плунжер работает следующим образом. В процессе эксплуатации газоводоконденсатной скважины при скоплении на забое обильного конденсата (воды или нефти) газлифтньй плунжер опускаетс в насосно-компрессорную колонну . Во врем падени корпуса 1 вниз пружина 6 частично отталкивает сопло 4 вниз и совмещает отверсти 8 и 9. Таким образом, открываютс вертикальные каналы 7, в результате чего газовый поток, проход через вертикальные каналы 7, не создает сопротивлени падению газлифтного плунжера по колонне труб. Это позвол ет поступак цему из забо газовому потоку свободно проходить через каналы 7 и инжекционные каналы 3. При погружении в забойную жидкость и посадке плунжера на стоп-кольцо под действием собственного веса корпуса 1 сжимаетс пружина 6 и сопло 4, перемеща сь вверх полностью, закрьшает проходное сечение вертикальных каналов 7. Поступающий из пласта газовый поток под действием естественного забойного давлени поступает в сопло 4. Выход из сопла 4, газовый поток с заданной скоростью поступает в диффузор 2, и над плунжером происходит активное смешение газа с забойной жидкостью, в результате чего забойна жидкость аэрируетс . Качество этой аэрации поднимаетс путем добавлени в состав забойной жидкости пенообразующих поверхностно-активных веществ, г В результате изменени давлени над и под плунжером поток поступающего из пласта газа поднимает плунжер из забо вверх,одновременно поднимаетс и некоторый расчетный объем скважинной жидкости. Ъ процессе подъема плунжера над ним имеетс давление PJ, в камере 3 инжекции - давление Pj, а под плунжером - давление Р . Разница давлений Р -Р-, дР обеспечивает надежность сжати пружины 6 соплом 4 и тем самым закрытие проходных сечений каналов 7. Плунжер, как поршень, двига сь по колонне труб, поднимает аэрированную забойную жидкость на поверхность. Выход щий из сопла газовый поток все врем в процессе подъема плунжера аэрирует жидкость и не дает возможности утечк жидкости через зазор между колоннами труб и корпусом 1 плунжера. Потери давлени газового потока на сопле А заранее рассчитьшают так, чтобы при подъеме плунжера возможно было обеспечить преодолевание сил сопротивлени трени о стенки колонны труб и противовесе аэрированной забойной жидкости и собственного веса самого плунжера. При достижении усть скважины поднимаема жидкость загон етс в линию нагнетани , и после подъема плунжера вьппе этой линии давление над и под плунжером выравниваетс , пружина 6 отталкивает сопло 4 вниз, совмеща отверсти 8 и- 9. Этим открываетс проходное сечение вертикальных каналов 7 и плунжер заново 1 054 попадает на забой. Этим достигаетс повторение цикла спуска и подъема плунжера по колонне труб. Экономическа эффективность от внедрени изобретени вытекает из повьшени надежности работы газлифтного плунжера. По сравнению с известными устройствами и базовым объектом данна разработка дает возможность регулировать объем поднимаемой жидкости и обеспечить надежность работы плунжера. Нар ду с увеличением объема добьтаемого газа и газоконденсата предложенное устройство дает возможность увеличить межремонтный период скважины, св занный с откачкой жидкости .из скважины. Если в течение года в одной скважине в два раза больше откачали воды известным способом (продувкой газами ; с усть ), . на что трат т в целом не менее 4046 ч, то при стоимости содержани скважины 40 руб/ч, это дает экономию не менее 1000 руб.Q The invention relates to a technique for operating gas-condensate fields, and specifically to devices for removing condensate from a gas squalvesin plunger. A gas-lift plunger is known, comprising a housing with central and injection channels and nozzles 1 J. A disadvantage of this gas-lift plunger is the possibility of disconnecting the nozzle from the housing when the bottomhole fluid (water or oil) is lifted by a gas-lift plunger. The closest to the invention to the technical essence and the achievable result is a gas-lift plunger, comprising a housing, in the central channel of which a diffuser and side injection channels are made, and a nozzle C2J located in the central channel. The disadvantages of the known gas-lift plznger are the necessity to install a baffle at the head of the wellhead equipment to disconnect the nozzle from the body, the difficulty of ensuring that the body is connected to the nozzle when landing on the stopper, which reduces its reliability. When the plunger is lowered, a large hydraulic resistance of the incoming gas flow is created, the lowering time of the plunger increases, which leads to a decrease in the volume of produced gas. The purpose of the invention is to simplify installation work when installing the plunger in a pipe string and increasing the volume of produced gas. This goal is achieved by the fact that in a gas-lift plunger containing a housing, in the central channel of which a diffuser and side injection channels are made, and a nozzle placed in the central channel, the latter is equipped with a disk with a spring connecting the disk with the housing, and in the housing {w vertical channels, the outlet {holes of which are located in the ozone of the injection channels and communicated with the central channel by means of holes in the body and the nozzle. The drawing shows a diagram of the gas-plug plunger. The gas-lift plunger contains a housing 1, in the central channel of which a diffuser 2 and side injection channels 3 are installed, and a nozzle 4 located in the central channel, which is equipped with a disk 5 with a spring 6 connecting the disk 5 with the housing 1, and in the case 1 vertical channels 7, the outlet openings of which are placed in the zone of the injection channels and communicated with the central channel through the holes 8 and 9 in the housing and the nozzle. The gas-lift plunger works as follows. During the operation of a gas-condensate well, when a plentiful condensate (water or oil) accumulates at the bottom of the hole, the gas-lift plunger is lowered into the tubing. When the housing 1 falls down, the spring 6 partially pushes the nozzle 4 down and aligns the holes 8 and 9. Thus, the vertical channels 7 open, causing the gas flow, passing through the vertical channels 7, does not resist the fall of the gas-lift plunger through the pipe string. This allows the flow from the inlet gas stream to freely pass through the channels 7 and injection channels 3. When immersed in the bottomhole fluid and the plunger is seated on the stop ring, the spring 6 is compressed by the self-weight of the housing 1 and moves upwards completely. the flow section of the vertical channels 7. The gas flow coming from the reservoir under the action of natural bottomhole pressure enters the nozzle 4. The exit from the nozzle 4, the gas flow with a given speed enters the diffuser 2, and above the plunger The active mixing of the gas with the bottom hole fluid, resulting in the bottom hole fluid is aerated. The quality of this aeration is raised by adding foaming surfactants to the downhole fluid, g. As a result of a change in pressure above and below the plunger, the flow of gas from the reservoir raises the plunger from the bottom up, and some estimated volume of the well fluid also rises. B) the process of raising the plunger over it has pressure PJ, in the injection chamber 3, pressure Pj, and below the plunger pressure P. The pressure difference P-P-, dP ensures reliable compression of the spring 6 by the nozzle 4 and thereby closing the flow areas of the channels 7. The plunger, like a piston moving through a string of pipes, lifts the aerated bottom hole fluid to the surface. The gas flow exiting the nozzle all the time in the process of raising the plunger aerates the fluid and prevents liquid from leaking through the gap between the tubing strings and the plunger body 1. The pressure loss of the gas flow at the nozzle A is calculated in advance so that when raising the plunger it is possible to ensure that the forces of friction resistance against the walls of the pipe string and the counterweight of the aerated bottom hole fluid and the dead weight of the plunger itself overcome. When reaching the wellhead, the lifting fluid is pushed into the injection line, and after raising the plunger on this line, the pressure above and below the plunger is equalized, the spring 6 pushes the nozzle 4 down, aligning the holes 8 and 9. This opens the flow area of the vertical channels 7 and the plunger again 1,054 hits the face. This achieves a repetition of the cycle of lowering and raising the plunger through the pipe string. The economic efficiency of implementing the invention stems from the increased reliability of the gas-lift plunger. Compared with the known devices and the basic object, this development makes it possible to adjust the volume of the lifted fluid and ensure the reliability of the plunger operation. Along with an increase in the volume of gas produced and gas condensate, the proposed device makes it possible to increase the well period between repairs associated with pumping liquid from the well. If during the year in one well two times more water was pumped out in a known manner (purging with gases, ust),. what is spent on the whole not less than 4046 h, then at the cost of maintaining the well 40 rubles / h, this gives a saving of at least 1000 rubles.