SU1280192A1

SU1280192A1 - Комбинированный скважинный подъемник жидкости

Info

Publication number: SU1280192A1
Application number: SU853948219A
Authority: SU
Inventors: Алисахиб Рза оглы Поладов; Габиб Гасан Оглы Джабаров; Борис Николаевич Тростников; Ибрагим Новруз Оглы Асадуллаев
Original assignee: Азербайджанский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности
Priority date: 1985-09-02
Filing date: 1985-09-02
Publication date: 1986-12-30

Abstract

Изобретение относитс к технике добычи нефти и может быть использовано в глубоких слабофонтанирукхцих скважинах. Цель изобретени - упрощение конструкции и повышение производительности при размещении штангового насоса в замковой опоре. Цилиндр 4 насоса в верхней части имеет камеру (К) 15, расположенную ме вду внутренней поверхностью цилиндра 4 и наружной поверхностью полого што (Л tS9 00

Description

ка 9. Шток 9 оо стороны своего нижнего конца снабжен обратным клапаном (ОК) 18, а его верхний конец уплотнен .снаружи. При ходе плунжера 7 вниз давление в К 15 падает, а в подплунжерной полости повьшаетс , всасывающий клапан 21 закрываетс . При превышении давлени в подплунжерной полости нагнетательный клапан 8 открываетс о Газ с легкими фр.икци 1280

ми нефти поступает в К 15. Плунжер 7 начинает двигатьс вверх. Давление в К 15 растет, а в подплунжерной полости падает. При определенном значении давлени открываетс дополнительный ОК 18. Жидкость через наклонные радиальные каналы 17, ОК 18 и полый шток 9 поступает в колонку насосных труб. 2 и.п.

1

Изобретение относитс к технике добычи нефти, в частности к комбинированным скважинным подъемникам жидкости , включаюп им ступень внутри- скважинного газлифта в комбинации со штанговым насосом, и может быть использовано в глубоких слабофонтанирующих скважинах.

Цель изобретени - упрощение конструкции и повьпиение производительности при размещении штангового насоса в замковой опоре.

На фиг. 1 схематически представлен предлагаемый комбинированньй скважинный подъемник жидкости, общий вид; на фиг. 2 - ступень штангового насоса комбинированного скважинного подъемника жидкости.

Комбинированный скважинный подъемник жидкости содержит установлень ые в обсадной колонне 1 скважины верхнюю ступень 2, выполненную в виде штангового насоса 3, цилиндр 4 которого со стороны приема 5 насоса сообщен с колонной 6 насосных труб, а плунжер 7 с нагнетательным клапаном 8 через шток 9 св зан с колонной 10 насосных штанг, и гидравлически св занную с верхней ступенью 3 нижнюю ступень 11, выполненную в виде внутрискважинного газлифта 12, хвостовик 13 которого размещен в обсадной колонне 1 на пакере 14. Цилиндр 4 насоса 3 в верхней части снабжен камерой 15, между плунжером 7 и штоком 9 дополнительно установлен переводник 16 с выполненными в его теле наклонными к оси радиальными каналами 17. Шток 9 выполнен полым и со стороны

своего нижнего торца дополнительно снабжен обратным клапаном 18. Штанговый насос 3 выполнен вставным и установлен в колонне 6 насосных труб посредством замковой опоры 19. Верхний конец полого штока 9 под замковой опорой 19 уплотнен снаружи при помощи элемента 20, при этом камера 15 расположена межд,у внутренней поверхностью цилиндра 4 и наружной поверхностью полого штока 9, В свою очередь, цилиндр 4 насоса 3 снабжен всасывающим клапаном 21,

Комбинированный скважинный подъемник жидкости работает следуюнр м образ ом с

)11идкость из пласта скважины поступает в нижнюю ступень 11, выполненную в виде внутрискважинного газлифта 12. Выдел ющийс при этом из жидкости газ собираетс непосредственно под пакером 14, образу газовую подушку. Но мере поступлени жидкости из пласта в скважину давление -газа в газовой подушке возрастает и при достижении определенного значени жидкость вытесн етс из ствола скважины через хвостовик 13 нижней ступени 11, поступа к приему 5 штангового насоса 3 верхней ступени 2. При ходе плунжера 7 штангового насоса 3 вверх давление под плунжером и, какследствие, в подплунжерной полости (не обозначено) падает, всасывающий клапан 21 открываетс и газожидкостна смесь поступает в подплунжерную полость цилиндра 4. В этот период нагнетательный клапан 8 плунжера 7 закрыт.

3

При ходе плунжера 7 штангового нсоса 3 вниз давление в подплунжерно полости цилиндра 4 повьппаетс , а в камере 15, расположенной над плунжером 7 между внутренней поверхностью цилиндра 4 и наружной поверхностью полого штока 9, падает, всасывающий клапан 21 закрываетс и при повьшении давлени в подплунжерной полости давлени над нагнетательным клапаном 8 последний открываетс . Давление в камере 15 снижаетс , и газ с легкими фракци ми нефти через выполненные в теле переводника 16 наклонные к оси радиальные каналы 17 поступает в эту камеру . При дальнейшем движении плунжера 7 вниз жидкость, наход ща с в подплунжерной полости цилиндра 4, вытесн етс в камеру 15. При окончании хода вниз плунжера 7 последний начинает двигатьс вверх, По мере движени плунжера 7 вверх давление в подплунжерной полости цилиндра 4 падает, а в камере 15 растет . Когда давление в камере 15 превысит гидростатическое давление над дополнительным обратным клапаном 18, последний открываетс , и жидкость из камеры 15 через наклонные радиальные каналы 17 и дополнительный ббратный клапан 18 по полому штоку 9 поступает в колонну 6 насосных труб. За период хода плунжера 7 вверх всасывающий клапан 21 открываетс , и газожидкостна смесь из нижней ступени 11 внутрискважинного газлифта 12 через хвостовик 13 поддавлением накопившегос взоне под пакером 14 газа вытесн етс в под24

плунжер ную полость цилиндра 4, при этом давление в камере 15 начинает падать. Затем при каждом качении головки балансира станка-качалки (не показана) цикл работы комбинированного скважинного подъемника жидкости повтор етс .

Claims

Формула изобретени

Комбинированный .скважинный подъемник жидкости, содержащий установленные в обсадной колонне верхнюю ступень , выполненную в виде штангового насоса, цилиндр которого со стороны приема насоса сообщен с колонной насосных труб, а плунжер с нагнетательным клапаном через шток св зан с колонной насосных штанг, и гидравлически св занную с верхней ступенью нижнюю ступень, выполненную в виде внутрискважинного газлифта, хвостовик которого размещен в обсадной колонне на пакере, отличающийс тем, что, с целью упрощени конструкции и повьш1ени производительности при размещении штангового насоса в замковой опоре, цилиндр насоса в верхней части снабжен камерой , меаду плунжером и штоком допол нительно установлен переводник с выполненными в его теле наклонными к оси радиальными каналами, шток выполнен полым и со стороны своего нижнего торца дополнительно снабжен обратным клапаном, а его верхний конец под замковой опорой уплотнен снаружи, при этом камера расположена между внутренней поверхностью цилиндра и наружной поверхностью полого штока.