УСТАНОВКА ДЛЯ ПОДЪЕМА СКВАЖИННОЙ ЖИДКОСТИ

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
Полезная модель относится к нефтегазовой отрасли и может быть использована для подъема продукции из скважин при их эксплуатации и освоении, т.е. в процессе добычи нефти, газа, газоконденсата или воды, а также проведении работ по ремонту скважин и интенсификации притока.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Известен насос для малодебитной скважины, раскрытый в RU 2492365 С2, опубл. 10.09.2013. Насос для малодебитной скважины содержит гибкие насосно-компрессорные трубы, электрокабель, кольцевые соленоиды в герметичных корпусах, клапанные седла из ферромагнитного и немагнитного материала. При этом насос для малодебитной скважины имеет гибкие насосно-компрессорные трубы, выполненные из композитного материала. В стенках расположены жилы электрокабеля для соединения блока управления с тем или иным кольцевым соленоидом. Клапанные седла установлены внутри эластичной муфты, каждое клапанное седло из ферромагнитного материала расположено относительно кольцевого соленоида и соединено с муфтой с возможностью возвратно-поступательного перемещения от взаимодействия с кольцевым соленоидом, клапанные седла из немагнитного материала закреплены на герметичном корпусе соответствующего кольцевого соленоида.
Недостатком данного технического решения является ограничения по возможному объему поднимаемой жидкости вследствие применения в скважинной компоновке линейного привода. Имеющиеся на настоящий момент разработки вентильных линейных приводов на основе соленоидов, постоянных магнитов сложны, малонадежны и дорогостоящи, что ограничивает их применение.
Кроме того энергетическая установка для добычи нефти, раскрытая в RU 2008148387 А, опубл. 20.06.2010, прототип. Энергетическая установка содержит насос, насосно-компрессорные трубы, трубы высокого давления гидравлически связанные с насосом в гидростанции на поверхности и емкость для масла. При этом энергетическая установка снабжена расположенными в гидростанции емкостями для воды, регулируемым агрегатом объемного гидропривода, регулятором расхода масла, гидроприводным насосом, который по трубам высокого давления подает в скважинный насос воду, в том числе обратными клапанами на входных трубопроводах для воды гидроприводного насоса, а на выходных трубопроводах высокого давления выполнены отводные патрубки с запорными вентилями для выхода воздуха из гидросистемы скважинного насоса, причем в скважинном насосе объем полостей под поршнями выполнен больше объема полостей над поршнями гидроприводного насоса.
Недостатком энергетической установки является необходимость спуска нескольких труб, кроме непосредственно насосно-компрессорной трубы (НКТ) еще и трубы высокого давления. При традиционно применяемой резьбовой схеме соединений протяженных труб из отдельных отрезков получается большое количество этих соединений, что, несомненно, снижает надежность системы в целом и значительно увеличивает трудоемкость монтажа. Кроме того, отсутствует возможность применения такой установки в горизонтальных и искривленных стволах скважин. Так же недостатком такой установки является отсутствие компонентов для предотвращения охлаждения добываемого флюида при добыче в условиях низких температур на поверхности.
РАСКРЫТИЕ ПОЛЕЗНОЙ МОДЕЛИ
Задачей заявленной полезной модели является создание установки для подъема скважинной жидкости на основе плунжерного насоса с низкими массогабаритными показателями, возможностью применения в горизонтальных и искривленных стволах скважин, не требующей больших трудозатрат при ее монтаже и демонтаже и поддержание температуры добываемого флюида.
Техническим результатом заявленной полезной модели является расширение области применения предлагаемой установки, снижение массогабаритных характеристик, трудозатрат на монтаж и демонтаж и уменьшения тепловых потерь при подъеме скважинной жидкости.
Указанный технический результат достигается за счет того, что установка для подъема скважинной жидкости содержит плунжерный насос с приводным гидроцилиндром, гидрораспределитель, продуктопровод для подъема продукции из скважины, два гидроканала для подачи рабочей жидкости в приводной гидроцилиндр, при этом гидроканалы через гидрораспределитель соединен с приводным гидроцилиндром в верхней и нижней его частях, а продуктопровод соединен с выходом плунжерного насоса, причем гидроканалы и продуктопровод выполнен в виде гибкой высоконапорной армированной полимерной трубы.
Гидроканалы и продуктопровод выполнен в виде гибкой высоконапорной армированной полимерной трубы.
Гибкие высоконапорные армированные полимерные трубы выполнены грузонесущими.
Гидроканалы и продуктопровод объединены в единый корпус в виде трубной сборки.
Гидроканалы выполнены с возможностью изменения направления подачи рабочей жидкости.
В корпусе трубной сборки расположены изолированные проводники.
Гибкие высоконапорные армированные полимерные трубы выполнены из сплошного слоя полимерного материала, внутри которого расположены продольные и поперечные армирующие элементы в виде металлических проволок или лент или высокопрочных химических волокон.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Изобретение будет более понятным из описания, не имеющего ограничительного характера и приводимого со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых изображено:
Фиг. 1 - Устройство для подъема скважинной жидкости (вариант 1).
Фиг. 2 - Устройство для подъема скважинной жидкости (вариант 2).
Фиг. 3 - Вид сверху корпуса трубной сборки в соответствии с вариантом 1 или 2 расположения продуктопровода и гидроканалов.
Фиг. 4 - Вид сверху корпуса трубной сборки в соответствии с вариантом 1 или 2 расположения продуктопровода и гидроканалов.
1 - корпус трубной сборки; 2 - плунжерный насос; 3 - приводной гидроцилиндр; 4 - шток; 5 - обсадная колонна; 6 - скважина; 7 - продуктопровод; 8 - гидроканал; 9 - выход плунжерного насоса; 10 - труба высокого давления выкидной магистрали; 11 - гидростанция; 12 - накопительная емкость; 13 - гидрораспределитель; 14 - поршень приводного гидроцилиндра; 15 - плунжер плунжерного насоса; 16 - система клапанов; 17 - скважинная жидкость; 18 - наземная станция управления; 19 - рабочая жидкость питания гидроцилиндра; 20 - электрические проводники; 21 - толкатель; 22 - сплошной слой полимерного материала; 23 - внутренняя поверхность гибких высоконапорных армированных полимерных труб; 24 - внешняя поверхность гибких высоконапорных армированных полимерных труб; 25 - армирующие элементы.
ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ПОЛЕЗНОЙ МОДЕЛИ
В соответствии с фиг. 1-4 установка для подъема скважинной жидкости содержит плунжерный насос (2) с приводным гидроцилиндром (3), гидрораспределитель (13), продуктопровод (7) для подъема продукции из скважины, два гидроканала (8) для подачи рабочей жидкости (19) в приводной гидроцилиндр (3), при этом гидроканалы (8) через гидрораспределитель (13) соединен с приводным гидроцилиндром (3) в верхней и нижней его частях, а продуктопровод (7) соединен с выходом плунжерного насоса (2), причем гидроканалы (8) и продуктопровод (8) выполнен в виде гибкой высоконапорной армированной полимерной трубы.
Гидроканалы (8) и продуктопровод (7) выполнен в виде гибкой высоконапорной армированной полимерной трубы.
Гибкие высоконапорные армированные полимерные трубы выполнены грузонесущими.
Гидроканалы (8) и продуктопровод (7) объединены в единый корпус трубной сборки (1).
Гидроканалы выполнены с возможностью изменения направления подачи рабочей жидкости.
В корпусе трубной сборки (1) расположены изолированные проводники.
Гибкие высоконапорные армированные полимерные трубы выполнены из сплошного слоя полимерного материала, внутри которого расположены продольные и поперечные армирующие элементы в виде металлических проволок или лент или высокопрочных химических волокон.
Представленная на фиг. 1 установка монтируется следующим образом: в обсадную колонну (5) скважины (6) опускается корпус трубной сборки (1), состоящий из продуктопровода (7) и двух гидроканалов (8), представляющих собой полимерные армированные трубы, закрепленные в корпусе трубной сборки (1). На спускаемом конце трубной сборки устанавливается плунжерный насос (2) с приводным гидроцилиндром (3). Нижний конец продуктопровода (7) подключен к выходу (9) плунжерного насоса (2), а верхний конец продуктопровода (7) - к трубе высокого давления выкидной магистрали (10) скважины (6). Нижние концы двух гидроканалов (8) подключены к приводному гидроцилиндру (8) в верхней и нижней его частях (на разной высоте), а верхние концы -через трубы высокого давления с гидрораспределитель (13), расположенным на поверхности в гидростанции (11), в которой расположена наземная станция управления (18) и накопительная емкость (12) с рабочей жидкостью (19), при этом накопительная емкость (12) при помощи труб высокого давления подключена ко входу и выходу гидрораспределителя (13).
Установка в соответствии с фиг. 1 работает следующим образом. Рабочая жидкость (19) из накопительной емкости (12) по трубе высокого давления через вход гидрораспределителя (3) подается через первый гидроканал (8) в нижнюю часть приводного гидроцилиндра (3). Рабочая жидкость (19) давит на поршень (14) приводного гидроцилиндра (3) и поднимает его вверх, при этом связанный с поршнем (14) шток (4) связан с плунжером (15) плунжерного насоса (2), поднимает плунжер (15) вверх тем самым, заполняя пространство плунжерного насоса (2) скважинной жидкостью (17), а рабочая жидкость (19) по второму гидроканалу (8) и трубам высокого давления через выход гидрораспределителя (3) возвращается обратно в накопительную емкость (12). После заполнения (положение штока (4) в верхнем положении) пространства плунжерного насоса (2) скважинной жидкостью (17) гидрораспределитель (13) осуществляет переключение потока рабочей жидкости (19) в обратном направлении. В результате переключения потока рабочей жидкости (19), она через второй гидроканал (8) поступает в верхнюю часть приводного гидроцилиндра (3) и опускает поршень (14) и связанный с ним через шток (4) плунжер (15) плунжерного насоса (2), при этом рабочая жидкость (19) через первый гидроканал (8) и трубы высокого давления возвращается в накопительную емкость (12), а скважинная жидкость (17) через систему клапанов (16) поступает на выход (9) плунжерного насоса по продуктопроводу (7) поступает в трубу высокого давления выкидной магистрали (10) и извлекается из скважины (6). При переключении потоков рабочей жидкости (19) гидрораспределителем (13), поршень (14) приводного гидроцилиндра (3) совершает возвратно-поступательные движения, а связанный штоком (4) с поршнем (14) приводного гидроцилиндра (3) плунжер (15) плунжерного насоса (2) через систему клапанов (16) подает скважинную жидкость (17) в продуктопровод (7), соединенный с трубой высокого давления выкидной магистрали (10) скважины (6). Управление гидрораспределителем (13) производится от наземной станции управления (18). На каждом цикле рабочая жидкость (19) питания приводного гидроцилиндра (3) забирается и возвращается в наземную накопительную емкость (12), т.е. приводная гидросистема имеет замкнутый контур.
Представленная на фиг. 2. установка монтируется следующим образом: в обсадную колонну (5) скважины (6) опускается корпус трубной сборки (1), состоящий из продуктопровода (7) и гидроканалов (8), представляющих собой полимерные армированные трубы, закрепленные в корпусе трубной сборки (1). На спускаемом конце трубной сборки устанавливается плунжерный насос (2) с приводным гидроцилиндром (3) и гидрораспределитель (13), расположенный между корпусом трубной сборки (1) и приводным гидроцилиндром (3). Нижний конец продуктопровода (7) подключен к выходу (9) плунжерного насоса (2), а верхний конец - к трубе высокого давления выкидной магистрали (10) скважины (6). Нижние концы двух гидроканалов (8) подключены к приводному гидроцилиндру (8) в верхней и нижней его частях (на разной высоте), при этом гидроканалы (8) проходят через вход и выход гидрораспределителя (13). Верхние концы гидроканалов (8) подключены к трубам высокого давления, которые подключены к накопительной емкости (12) с рабочей жидкостью (19), расположенной на поверхности в гидростанции (11), в которой расположена наземная станция управления (18).
Представленная установка в соответствии с фиг. 2 работает следующим образом. Рабочая жидкость (19) из накопительной емкости по трубам высокого давления поступает в первый гидроканал (8), далее через вход гидрораспределителя (13) по первому гидроканалу (8) подается в нижнюю часть приводного гидроцилиндра (3). Рабочая жидкость (19) давит на поршень (14) приводного гидроцилиндра (3) и поднимает его вверх, при этом связанный с поршнем (14) шток (4) связан с плунжером (15) плунжерного насоса (2), поднимает плунжер (15) вверх тем самым, заполняя пространство плунжерного насоса (2) скважинной жидкостью (17), а рабочая жидкость (19) по второму гидроканалу (8) через выход гидрораспределителя (13) и по трубам высокого давления возвращается обратно в накопительную емкость (12). После заполнения (поршень (14) в верхнем положении) пространства плунжерного насоса (2) скважинной жидкостью (17) гидроцилиндр (3) осуществляет переключение потоков жидкости в обратном направлении. В результате переключения потока рабочей жидкости (19), она через второй гидроканал (8) поступает в верхнюю часть приводного гидроцилиндра (3) и опускает в нижнее положение поршень (14) и связанный с ним через шток (4) плунжер (15) плунжерного насоса (2), при этом рабочая жидкость (19) через первый гидроканал (8) и гидрораспределитель, а затем по трубам высокого давления возвращается в накопительную емкость (12), а скважинная жидкость (17) через систему клапанов (16) поступает на выход (9) плунжерного насоса (2) по продуктопроводу (7) поступает в трубу высокого давления выкидной магистрали (10) и извлекается из скважины (6). За счет переключения потоков рабочей жидкости (19) гидрораспределителем (3) происходит возвратно-поступательное движение плунжера (15) плунжерного насоса (2). Переключение потоков рабочей жидкости (19) гидрораспределителем (13) может производиться при достижении поршня (14) приводного гидроцилиндра (3) крайних положений за счет толкателя (21), механически связанного со штоком (4) приводного гидроцилиндра (3), либо посредством электрических сигналов от наземной станции управления (18), передаваемых по изолированным электрическим проводникам (20). При переключении потоков жидкости гидрораспределителем (13) поршень (14) приводного гидроцилиндра (13) совершает возвратно-поступательные движения, а связанный с ним штоком (4) плунжер (15) плунжерного насоса (2) через систему клапанов (16) подает скважинную жидкость (17) в продуктопровод (7), соединенный с трубой высокого давления выкидной магистрали (10) скважины (6). На каждом цикле рабочая жидкость (19) питания гидроцилиндра забирается и возвращается в наземную накопительную емкость (12), т.е. приводная гидросистема имеет замкнутый контур.
На фиг. 3 изображен корпус трубной сборки (1), имеющий плоскую форму (прямоугольник со скругленными краями) и состоящий из продуктопровода (7) и двух гидроканалов (8), выполненных в виде гибких грузонесущих полимерных армированных труб, состоящих из сплошного слоя полимерного материала (22), образующего внутреннюю (23) и внешнюю (24) поверхности трубы, внутри которого размещены армирующие элементы (25) в виде металлических проволок, лент или высокопрочных химических или композитных волокон, при этом центральные оси гидроканалов (8) и продуктопровода (7) расположены на одной оси в корпусе трубной сборки (1). Корпус трубной сборки содержит также изолированные электрические проводники (20), расположенные между гидроканалами (8) и продуктопроводом (7).
На фиг. 4 изображен корпус трубной сборки (1), имеющий круглую форму и состоящий из продуктопровода (7) и двух гидроканалов (8), выполненных в виде гибких грузонесущих полимерных армированных труб, состоящих из сплошного слоя полимерного материала (22), образующего внутреннюю (23) и внешнюю (24) поверхности трубы, внутри которого размещены армирующие элементы (25) в виде металлических проволок, лент или высокопрочных химических или композитных волокон, при этом соединения центральных осей гидроканалов (8) и продуктопровода (7) в корпусе трубной сборки (1) образуют треугольник. Представленная трубная сборка содержит также изолированные электрические проводники (20), расположенные между гидроканалами (8) и продуктопроводом (7).
Приводной гидроцилиндр (3) относительного плунжерного насоса (2) может быть расположен снизу, как показано на фиг. 1 или сверху, как показано на фиг. 2. Если за рабочий ход плунжера (15) принять подачу скважинной жидкости (19) в продуктопровод (7), то в случае, когда приводной гидроцилиндр (3) расположен под плунжерным насосом (2), шток (4) приводного гидроцилиндра (3) будет толкать плунжер (15) при рабочем ходе. При верхнем расположении приводного гидроцилиндра (3) относительно плунжерного насоса (2) шток (4) приводного гидроцилиндра (3) будет тянуть плунжер (15) при рабочем ходе.
Известно применение при подъеме скважиной жидкости двухходовых плунжерных насосов, в которых рабочий ход плунжера достигается при движении плунжера в любом направлении. Применение такого насоса в предлагаемых вариантах установок вполне осуществимо, но не показано на фигурах чертежей, вследствие того, что такое двухходовое исполнение плунжерных насосов это всего лишь комбинация обычных одноходовых.
Выше шла речь об установках, в которых применяется плунжерный насос, однако, без каких-либо проблем в этих компоновках может быть применен любой другой насос возвратно-поступательного принципа, например - поршневой.
В представленных вариантах исполнения установок трубная сборка содержит три полимерные грузонесущие армированные трубы.
На представленных фигурах диаметры продуктопроводов и гидроканалов одинаковы, что вполне оправдано для вариантов замкнутой гидросистемы, т.к. при близких диаметрах плунжера и гидроцилиндра диаметры продуктопровода и гидроканалов могут совпадать, т.к. по ним протекают одинаковые объемы жидкости.
Применение в качестве гидроканалов и продуктопровода полимерных армированных труб обеспечивает необходимую механическую прочность всей компоновки, как при выполнении спускоподъемных операций, так и при ее работе.
Например, при применении в трубной сборке качестве гидроканала и продуктопровода полимерных армированных труб ТГ 20/38-70-90 получаются следующие показатели: Внутренний диаметр - 20 мм, разрывное усилие - 9000 кгс, вес в воздухе одной армированной трубы указанного выше типоразмера и наполненной жидкостью составляет 1800 кг/км, ориентировочный вес плунжерного насоса и гидроцилиндра составит 1500 кг.
Таким образом, при спуске компоновки на трубной сборке из трех полимерных армированных грузонесущих труб на 2000 метров общий вес спускаемого оборудования составит 3×1800+1500=6900 кг. При разрывном усилии трубы 9000 кгс запас прочности составит 3*9000-6900=20100 кгс.
При необходимости конструкция грузонесущей трубы может быть доработана в сторону увеличения разрывного усилия.
Для сравнения: вес 2000 метров аналогичной скважинной компоновки из стальных НКТ, например диаметром 73 мм, штанг и насоса составит не менее 26 тонн.
Похожие показатели получаются при сравнении наземного оборудования. Например, для обеспечения суточного дебита в 20 т по жидкости, мощность наземной гидростанции составит 15 кВт, а ее вес 450 кг. Аналогичные показатели для станка качалки составят - мощность около 25 кВт, вес от 8-ми до 12 тонн.
Применение в качестве продуктопровода и гидроканала трубы с внутренним диаметром 20 мм также соответствует сложившейся практике применения штанговых глубинных насосов (ШГН). ШГН применяются в основном на фонде скважин с суточным дебитом до 20 т по жидкости. При прокачивании такого количества жидкости по трубе диаметром 20 мм потери давления на внутреннее трение составят около 8 бар на 2000 метров трубы, что вполне допустимо.
Армирующие ленты могут быть выполнены из стали, полимера (например, полиэфир, полиолефины, сверхвысокомолекулярный полиэтилен) или композита (например, на основе стекловолокна). Армирующие ленты спирально наматываются 2-4-мя повивами, причем хотя бы один повив имеет отличное от других направление намотки, а между лентами одного повива имеются зазоры. Намотка лент 4-мя повивами обеспечивает высокую механическую прочность, однако есть случаи, когда прочность трубы может быть достигнута меньшим количеством повивов, например 2-мя или 3-мя. В этом случае сокращение количества повивов лент экономит технологическое время на изготовление трубы. Армирующие ленты каждого повива уложены с зазором, необходимым для того чтобы при изгибах трубы ленты не перекрывали друга, что может привести к деформации армирующих элементов и изменению геометрии трубы.
Учитывая, что предлагаемые скважинные компоновки спускаются на гибких грузонесущих армированных трубах, не представляет никакой сложности их установка в горизонтальных и искривленных стволах скважин, что невозможно при применении механического привода плунжерного насоса колонных штанг, что обеспечивает расширение области применения предлагаемой установки.
Также следует учесть, что спуск установки производится путем смотки грузонесущих труб, составляющих трубную сборку с наземного барабана. При этом на барабане, диаметром 3 метра, возможно разместить трубную сборку длиной до 2000 метров, т.е. произвести спуск/подъем установки без каких-либо промежуточных соединений, что в свою очередь обеспечивает значительное сокращение времени на монтажные и демонтажные операции.
Подъем скважинной жидкости производится по продуктопроводу, основу, которого составляет полимер, например из группы полиолефинов. Коэффициент теплопроводности полиолефинов в среднем имеет показатель 0,2÷0,4 Вт/(м⋅К), а аналогичный коэффициент для металлов имеет величину от 35 до 400 Вт/(м⋅К). В связи с этим предлагаемая установка позволяет сократить тепловые потери скважинной жидкости при подъеме на поверхность в несколько раз по сравнению металлическими НКТ, так как полимеры имеют более низкий коэффициент теплопроводности. Теплоизолирующие свойства полимерного армированного трубопровода особенно важны при работе установки на осложненном фонде скважин с большим содержанием смол и парафинов, т.к. за счет поддержания температуры флюида предотвращается их налипание в твердой фазе на стенки продуктопровода.
Известно, что полимеры, в том числе и полиолефины, из которых возможно изготовление основы продуктопровода и гидроканалов имеют высокую химическую стойкость и не подвержены коррозии, что имеет существенное преимущество перед металлическими НКТ, особенно при работе на фонде скважин с высокой минерализацией скважинного флюида. Применение полимерных армированных трубопроводов в этом случае обеспечит более высокую надежность и увеличит срок эксплуатации установки в целом.
Полезная модель была раскрыта выше со ссылкой на конкретный вариант его осуществления. Для специалистов могут быть очевидны и иные варианты осуществления полезной модели, не меняющие его сущности, как она раскрыта в настоящем описании. Соответственно, полезную модель следует считать ограниченным по объему только ниже следующей формулой изобретения.