УСТАНОВКА ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ

Полезная модель относится к области нефтяной и газовой промышленности, в частности, к установкам для механизированной добычи продукции из скважин.
Известны установки для добычи нефти из скважин, включающие станок-качалку, глубинный насос, подвесной компрессор с всасывающей линией, соединенной с затрубным пространством скважин, заполненным нефтяным газом, и нагнетательной, выкидной линией для дальнейшей транспортировки газа потребителям (RU 2117752, Е21В 43/00, 1997).
В известных установках для добычи нефти из скважин подвесной компрессор имеет одну рабочую полость для сжатия газа, ограниченную стенками цилиндра компрессора и тыльной стороной поршня и герметично соединенной с затрубным пространством скважины.
Указанная конструктивная особенность ограничивает производительность по подаче напорного газа потребителям в сеть или по отбору части напорного газа через клапан в емкость для ингибитора гидратообразования, что снижает эффективность газотранспортной сети и влияет на величину отбора части напорного газа в емкость для ингибитора гидратообразования.
К недостаткам рассматриваемых установок также относится сильная неуравновешенность конструкции. Это объясняется неравномерностью потока газа, в результате чего в выкидной линии подвесных компрессоров возникают пульсирующие потоки газа, что в свою очередь повышает уровень вибрации подвесных компрессоров с обвязкой нагнетательной и всасывающей линий и снижает надежность установок.
Из известных устройств наиболее близкой к предлагаемой по технической сущности и достигаемому результату является установка для добычи нефти, включающая станок-качалку, глубинный насос, подвесной компрессор с всасывающей линией, соединенной с затрубным пространством скважин, заполненным нефтяным газом, и нагнетательной, выкидной линией для дальнейшей транспортировки газа потребителям, причем подвесной компрессор имеет две рабочие полости (подвесной компрессор двойного действия): первая рабочая полость ограничена внутренней поверхностью цилиндра и нижней поверхностью поршня, вторая рабочая полость ограничена внутренней поверхностью цилиндра и тыльной (верхней) поверхностью поршня и расположена над поршнем (RU 2122105, Е21В 43/00, 1997).
Недостатком известной установки является ограничение максимального давления в цилиндре подвесного компрессора, поскольку организовано одноступенчатое сжатие нефтяного газа, и предельное давление нагнетания в этом случае не превышает 0,4-0,5 МПа.
Указанный недостаток ограничивает область использования утилизированного нефтяного газа только близлежащими к скважинным установкам потребителями и приводит к недоиспользованию утилизированного нефтяного газа.
К недостаткам известных установок относится также неустойчивое положение штока поршня, поскольку при возвратно поступательном движении штока ось штока и ось цилиндра подвесного компрессора не будут совпадать из-за недостаточной жесткости крепления.
Недостаточно жесткое крепление штока в цилиндре подвесных компрессоров приводит к усиленному износу поршневых колец, поверхности поршня и внутренней стенки цилиндра, что приводит к снижению производительности подвесных компрессоров и преждевременному выходу из строя установки.
Задачей предлагаемой полезной модели является повышение производительности подвесных компрессоров и надежности их работы за счет организации двухступенчатого сжатия газа.
Поставленная задача достигается тем, что установка для добычи нефти, включающая станок-качалку, глубинный насос, подвесной компрессор с приводом от балансира станки-качалки, шарнирно закрепленный на раме станка-качалки, и шток которого связан с задним плечом балансира станка-качалки, всасывающий гибкий патрубок, подключенный к затрубному пространству скважины, и нагнетательный гибкий патрубок, подключенный к промысловому коллектору, согласно полезной модели, снабжена дополнительным идентичным подвесным компрессором, шарнирно закрепленным на противоположной стороне стойки станка-качалки, шток которого закреплен с передним плечом балансира станка-качалки, при этом полости цилиндров первого и дополнительного подвесных компрессоров сообщаются между собой посредством гибкого соединительного патрубка.
А также тем, что нагнетательный гибкий патрубок подключен к промысловому коллектору через сепаратор.
Сущность полезной модели поясняется чертежом, на котором изображена принципиальная схема предлагаемого устройства.
На прием первой ступени подвесного компрессора 1 газ поступает из затрубного кольцевого пространства между эксплуатационной колонной насосно-компрессорных труб 2 и труб технической колонны 3 через гибкий всасывающий патрубок 4. После сжатия газ с давлением порядка до 4 бар по гибкому всасывающему патрубку 5 поступает на прием второй ступени подвесного компрессора 6. После сжатия во второй ступени с давлением порядка до 15-16 бар газ поступает через гибкий нагнетательный патрубок 7 в очистительную емкость 8.
Компрессоры 1 и 6 закреплены посредством шарниров 9 и 10 к раме 11 станка-качалки 12, что дает возможность наклоняться цилиндрам подвесных компрессоров 1 и 6 в зависимости от возвратно-поступательного движения кривошипно-шатунного механизма 13.
Компрессоры 1 и 6 первой и второй ступеней монтируются, соответственно, между стойкой 14 балансира 15 и кривошипно-шатунного механизма 13 и между стойкой 14 балансира 15 и головкой (16) балансира 15. Кривошипно-шатунный механизм 13 получает движение от электродвигателя 17 через ременную передачу 18.
Шток 19 поршня 20 компрессора 1 шарнирно закреплен (шарнир 21) к заднему плечу 22 балансира 15. А шток 23 поршня 24 компрессора 6 шарнирно закреплен (шарнир 25) к переднему плечу 26 балансира 15.
После очистительной емкости 8 нефтяной газ высокого давления 1,5-1,6 МПа поступает в промысловый коллектор 27 и далее поддается потребителю 28, а часть газа через регулировочный клапан 29 поступает в ингибиторную емкость для гидратообразования (на чертеже не показана).
Для герметизации эксплуатационной колонной насосно-компрессорных труб 2 служит тройник-головка 30 эксплуатационных труб, по отводу которого 31 производят отбор жидких фракций углеводородов (нефти или газового конденсата). Для герметизации труб технической колонны 3 служит тройник-головка 32 технической колонны 3, по отводу которого 33 производят отбор затрубного газа через гибкий всасывающий патрубок 4 на прием первой ступени, т.е. компрессора 1.
К станку-качалки 12 монтируется головка балансира 16, к которой крепится колонна штанг 34, приводящая в движение глубинный нефтяной насос.
Установка для добычи нефти работает следующим образом.
Движение от электродвигателя 17 с ременной передачей 18 через кривошипно-шатунный механизм 13 передается балансиру 15, который альтернативно приводит в движение штоки 19 и 23, соответственно, подвесных компрессоров 1 и 6. При возвратно-поступательном движении поршня 20, связанного через шток 19 и балансир 15 с кривошипно-шатунным механизмом 13, поршень движется в верхнее крайнее и нижнее крайнее положение цилиндра подвесного компрессора 1 и при этом совершается поочередное одновременное всасывание газа с одной стороны и сжатие газа с другой стороны.
В подвесном компрессоре 1 газ сжимается до 0,3-0,4 МПа и далее через гибкий всасывающий патрубок 5 поступает во вторую ступень, т.е. в подвесной компрессор 6.
Аналогично как первая ступень работает и вторая ступень подвесного компрессора 6, в которой давление газа повышается до 1,5-1,6 МПа.
Благодаря возвратно-поступательному движению поршней 20 и 24 осуществляется работа компрессора: всасывание и сжатие газа в первой и во второй ступенях компрессоров 1 и 6. При этом на выкиде первой ступени давление доходит до 0,3-0,4 МПа, а на выкиде второй ступени - до 1,5-1,6 МПа, что обеспечит подачу газа через соответствующие сети большому региону промысловой инфраструктуре и соседних регионов. После сжатия предусматривается охлаждение газа водяное или воздушное в зависимости от местных условий.
Применение подвесного компрессора улучшает работу глубинных штанговых насосных установок по добычи нефти, не создавая противодавление этим установкам путем отбора газа из затрубного пространства и снижая давление в нем, что позволяет поддерживать максимальный дебит скважин.
Предлагаемый двухступенчатый подвесной компрессор для отбора затрубного скважинного углеводородного газа обладает следующими преимуществами:
- не требует для работы ни специально подключаемый двигатель, ни электродвигатель, ни двигатель внутреннего сгорания и, соответственно, связанные с ними дополнительные капитальные затраты и эксплуатационные расходы;
- отбор нефтяного затрубного скважинного газа осуществляется с помощью двух последовательно установленных поршневых компрессоров, работающих от балансира станка качалки скважины;
- позволяет поднять с помощью двухступенчатого сжатия давление газа до 15-16 бар, достаточное для подачи потребителям инфраструктуры промысловой сети и соседних регионов.