ГЛУБИННЫЙ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНЫЙ ШТАНГОВЫЙ НАСОС ДЛЯ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДВУХ ПЛАСТОВ

Полезная модель относиться к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к насосам для одновременной раздельной эксплуатации двух нефтяных пластов по одной колонне лифтовых труб.
Известна «Установка для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов» Патент РФ №2221136 Кл Е21В 43/14, содержащая один насос и два всасывающих клапана, один из которых боковой.
Недостатком конструкции является чувствительность его всасывающих клапанов к различающимся забойным давлениям эксплуатируемых пластов и связанной с ним опасности блокирования одного из всасывающих клапанов давлением высоконапорного пласта. Это вызывает необходимость первоочередной откачки нефти сначала из низконапорного, а затем высоконапорного пласта, что требует проведения дополнительных работ по переналадке цилиндров насосов по размещению бокового всасывающего клапана в точке, делящей цилиндр пропорционально производительности пластов, и устройства забора жидкости для первоочередной откачки продукции из низконапорного пласта.
Наиболее близкими по принципу действия к предлагаемому насосу являются насосы конструкции с двойным насосом авторов Р.А.Максутов и др. (в книге «Одновременная раздельная эксплуатация многопластовых нефтяных месторождений». М. Недра. 1974. стр.84) и дифференциальные насосы, конструкции авторов В.А.Сафина и др. (в книгах «Одновременная раздельная эксплуатация нефтяных пластов». Татарское книжное издательство. Казань. 1967, и «Справочная книга по добыче нефти» под редакцией д-ра технических наук Ш.К.Гиматудинова. М. Недра. 1974) и конструкции специалистов НПУ «Старогрознефть», подробно описанное в
вышеназванной книге авторов Р.А.Максутова, и др. («Одновременно раздельная эксплуатация многопластовых нефтяных месторождений». М. Недра. 1974. стр.85-86).
Насос конструкции Р.А.Максутова и др. авторами не назван дифференциальным, но является таковым по своей сути. Он имеет существенный конструктивный изъян. При ходе плунжеров насосов вверх по мысли авторов должно происходить заполнение цилиндров продукцией пластов, но фактически из-за возникающего разряжения в камере между плунжерами под действием давления нижнего пласта боковые всасывающие клапаны верхнего насоса, имеющих так же малые размеры, будут блокированы. Такие ситуации вполне возможны по нескольким причинам, а именно:
1. при различающихся забойных давлениях, когда нижний пласт окажется более высоконапорным;
2. при неточном определении производительности пластов или же непропорциональном отборе продукции пластов из-за несоответствия производительности одного из насосов производительности пласта, что вызовет непропорциональное и неконтролируемое снижение или рост пластового и забойного давлений в одном из нефтяных пластов;
3. при изменении пластового и функционально связанного с ним забойного давлений в одном из пластов из-за влияния или отсутствия такового от действия нагнетательных скважин.
Для исключения блокирования верхнего всасывающего клапана необходимо прочно удерживать нагнетательный клапан нижнего насоса в седле силой близкой, например, давлению, создаваемому столбом жидкости в лифтовых трубах для верхнего нагнетательного клапана. Но это трудновыполнимая задача. По этой причине насосы данного типа не получили признания и не эксплуатировались.
В дифференциальном насосе конструкции Сафина и др. нижний насос, механически связанный полым штоком с плунжером большего диаметра
верхнего насоса трубного типа без клапанов, забирает и перекачивает продукцию нижнего пласта. Таким образом, достигается гидравлическая изоляция нагнетательного клапана плунжера нижнего насоса от камеры разряжения между насосами и гидравлическое управление закрытием этого клапана давлением в лифтовых трубах, превышающим забойное давление нижнего пласта. В процессе хода вверх механически связанных плунжеров насосов из-за разницы их диаметров в камере между насосами возникает разряжение давления, что вызывает открытие всасывающего клапана на боковой поверхности и забор продукции верхнего пласта. При ходе вниз - сжатие жидкости в этой камере, что вызывает открытие бокового нагнетательного клапана и надежное закрытие всасывающего клапана под давлением столба жидкости затрубного пространства. Откачка нефти идет раздельно, продукция нижнего пласта - по колонне НКТ, верхнего - по затрубному пространству.
Насос конструкции специалистов НПУ «Старогрознефть» по принципу действия не отличается от вышеприведенного насоса, но очень сложный в изготовлении и эксплуатации, в частности из-за высокого газового фактора грозненских нефтей, вызывающих скопление газа на приеме насосов, и решения проблемы газоотвода, и выполнен к тому же из нестандартных узлов.
Целью данной полезной модели является создание насоса для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов предельно упрощенной и надежной, позволяющей вести забор и откачку продукции пластов при различающихся забойных давлениях независимо друг от друга, совместную ее перекачку на поверхность по одной колонне лифтовых труб, приводимых в действие одной колонной штанг и состоящей в значительной мере из деталей и узлов стандартного ряда.
Предлагаемый глубинный дифференциальный штанговый насос состоит из двух насосов, соединенных последовательно, а именно: верхнего и нижнего, имеющих разные диаметры цилиндров и плунжеров и конструкции
нагнетательных и всасывающих клапанов. Нижний насос меньшего диаметра, его цилиндр и плунжер снабжены двумя клапанами: всасывающим - обычного типа, используемых в насосах типового ряда, укрепленным концентрично на приеме насоса, и нагнетательным - конического типа и механически управляемым. Верхний насос имеет на плунжере нагнетательный клапан обычного типа, и всасывающий, укрепленный на боковой поверхности цилиндра. Глубинный дифференциальный штанговый насос позволяет вести раздельную откачку продукции пластов независимо от их забойных давлений с заданной производительностью, соответствующей производительности этих пластов с использованием одной колонны штанг и лифтовых труб.
На фигуре 1 и 2 представлен глубинный дифференциальный штанговый насос в двух позициях (соответственно при движении плунжеров вверх и вниз). Он состоит из двух насосов, соединенных последовательно, а именно: верхнего 2 и нижнего 7, имеющих разные диаметры цилиндров и плунжеров, приводимых в действие от общей колонны штанг 1.
Нижний насос 7 меньшего диаметра имеет всасывающий клапан 12 и конический нагнетательный клапан 11. Управление открытием и закрытием конического нагнетательного клапана 11 из-за разряжения давления в камере между насосами нижним 7 и верхним 2 механическое за счет сил трения. Поэтому плунжер 8 насоса 7 выполнен составным. Он имеет подвижную часть в виде полого цилиндра 10 с коническим отверстием под конический нагнетательный клапан 11 в нижней части и неподвижную срединную часть 9, к которой крепится в нижней части конический нагнетательный клапан 11, а верхней - кронштейн (на чертеже не пронумерован) для крепления штока 6.
Верхний насос 2 большего диаметра, оснащен также двумя клапанами: нагнетательным 4 на плунжере 3 и боковым всасывающим 5, укрепленным на боковой поверхности патрубка, соединяющего эти насосы (на фигуре не обозначен). Управление этими клапанами 4 и 5 - гидравлическое. Плунжеры 3 и 8 насосов 2 и 7 соединены между собой при помощи штока 6.
Цилиндры насосов 2 и 7 спускают в скважину вместе с колонной лифтовых труб (на фигуре колонна лифтовых труб не указана), в составе которых имеется пакер 14, размещаемый ниже бокового всасывающего клапана 5, для разобщения верхнего 15 и нижнего 16 нефтяных пластов. После спуска цилиндров насосов 2 и 7 на заданную глубину и надежного разобщения пластов 15 и 16 в эксплутационной колонне 13 пакером 14 спускают собранные плунжеры 3 и 8 на колонне штанг 1.
Глубинный дифференциальный штанговый насос работает следующим образом.
1
2
При ходе механически связанных плунжеров 3 и 8 насосов 2 и 7 вверх происходит механически управляемое закрытие конического нагнетательного клапана 11 (схема на фигуре 1). Происходит это так. Полая подвижная часть плунжера 10 под действием сил трения остается в неподвижном состоянии, а двигающийся конический нагнетательный клапан 11 насоса 7 запирает коническое отверстие полой подвижной части плунжера (на чертеже коническое отверстие не пронумеровано). Под действием разряжения давления, возникающего в подплунжерной камере цилиндра насоса 7, открывается всасывающий клапан 12. Освобождающаяся из-за движения плунжера 8 камера цилиндра нижнего насоса 7 заполняется продукцией из нижнего пласта 16. Одновременно при движении механически связанных плунжеров 3 и 8 вверх из-за разности диаметров цилиндров верхнего 2 и нижнего 7 насосов в камере между плунжерами 3 и 8 насосов 2 и 7 освобождается объем ΔV равный разности их площадей ΔS=S-S и длине хода плунжеров L, что вызывает там снижение давления. Боковой всасывающий клапан 5 под действием перепада давления, возникающего от действия забойного давления пласта 15 и давления разряжения в камере насосов 2 и 7 между движущимися плунжерами 3 и 8, открывается, и продукция из верхнего пласта 15 поступает в камеру между насосами 2 и 7. Нагнетательный клапан 4 верхнего плунжера 3 под действием столба жидкости в лифтовой колонне находится в закрытом состоянии, и продукция
скважин, заполняющая надплунжерную часть насоса 2, при движении механически связанных плунжеров 3 и 8 по лифтовой колонне выталкивается на поверхность.
1
2
После достижения верхней «мертвой точки» механически связанные плунжеры 3 и 8 насосов 2 и 7 начинают двигаться вниз (схема на фигуре 2). В камере между цилиндрами насосов 2 и 7 из-за движения механически связанных плунжеров 3 и 8, имеющих разную площадь, происходит уменьшение свободного пространства на объем ΔV равный разности их площадей ΔS=S-S и длине хода плунжеров L, что вызывает повышение давления. Боковой всасывающий клапан 5 под действием этого давления закрывается, и сжатая скважинная жидкость из камеры между насосами 2 и 7 через нагнетательный клапан 4 поступает в надплунжерную часть верхнего насоса 2. Одновременно с ним при изменении направления движения под действием сил трения полая подвижная часть плунжера 10 удерживается на месте, поэтому нагнетательный конический клапан 11 нижнего плунжера 8 отрывается от места посадки, открывая проход. Продукция из нижней части насоса 7 перетекает в ее верхнюю часть, а затем вместе с продукцией, поступившей в камеру между насосами 2 и 7, перетекает в верхнюю надплужерную часть насоса 2. Всасывающий клапан 12 нижнего насоса 7, на который переходит вес столба жидкости в лифтовых трубах закрывается. Далее цикл повторяется.
Теоретическая производительность насосов, очевидно, будет определяться формулой:
2
1. нижнего - Q=1440*S*L,
1
2
2. верхнего - Q=1440*(S-S)*L.
Таким образом, предлагаемая конструкция глубинного дифференциального штангового насоса удовлетворяет всем требованиям, указанным выше, то есть делает возможным эксплуатацию одновременно и
раздельно двух пластов с различающимися забойными давлениями, приводится в движение одной колонной штанг и позволяет перекачивать продукцию обоих пластов на поверхность по одной колонне лифтовых труб. В сравнении с другими дифференциальными насосами его конструкция предельно упрощена, является простой и надежной в работе, собирается из деталей и узлов типового размерного ряда насосов. Еще одна положительная сторона предлагаемого типа насоса: он не требует дополнительных затрат по переналадке насосов в соответствии с индивидуальными особенностями скважин по дебиту и пластовому давлению. Подбор насоса под ожидаемые дебиты пластов проводиться по обычным правилам, то есть по диаметру и длине хода. При необходимости насосная установка может быть разобрана и использована для раздельной эксплуатации, то есть конструктивно он выполнен в значительной мере с использованием унифицированных узлов. Использование данного типа насоса позволить существенно расширить арсенал технических средств для одновременной и раздельной эксплуатации скважин.