Скважинная насосная установка
OIL WELL PUMPING UNIT

Изобретение относится к технике добычи нефти, в частности к технике подъема добываемой продукции скважин, а именно водогазонефтяных эмульсий, и касается конструкции скважинных насосных установок.
Известна скважинная насосная установка, содержащая центробежный насос с электродвигателем, установленный в скважине на колонне подъемных труб, пневматический колпак для гашения пульсаций давления в трубах и обратный клапан с осевым дросселирующим каналом. Пневматический колпак расположен в полости подъемных труб, а обратный клапан установлен в его нижней части (А.с. СССР №918419, кл. Е21В 43/00, 1982 г.).
Недостатком известной конструкции является недостаточная степень надежности, обусловленная длительным временем приведения в рабочее состояние, которое необходимо для отделения газа от жидкости, при небольшом количестве содержащегося в жидкости свободного газа.
Также известен пневматический поршневой компенсатор (Баграмов Р.А. Буровые машины и комплексы / Р.А. Баграмов. - М.: Недра, 1988. с. 269, копия прилагается). Пневматический поршневой компенсатор включает поршень, разделяющий камеру компенсатора на две части: подпоршневую полость и на полость, заполненную сжатым азотом. При возникновении в гидросистеме колебаний давления, поршень приходит в движение: во время роста давления в гидросистеме жидкость подпоршневой полости давит на поршень, в результате чего он перемещается в полость, заполненную сжатым газом, а при снижении давления поршень выталкивает жидкость из подпоршневой полости в гидросистему. Тем самым происходит гашение колебаний давления.
Недостатком данной конструкции является низкая надежность работы поршня, находящегося под давлением сжатого газа во время спуско-подъемных операций устройства.
Наиболее близким к изобретению является скважинная насосная установка, содержащая пневматический колпак с поршнем. В колпаке под необходимым давлением содержится инертный газ, который закачивается в колпак перед спуском оборудования в скважину (Патент РФ №2641812, кл. Е21В 43/00, заявл. 20.02.2017).
Недостатком данной установки является повышенное значение нагрузок на пакет тарельчатых пружин и поршень на период спуска оборудования и время до запуска установки, что приводит к снижению надежности.
Технических решений, совпадающих с совокупностью существенных признаков не выявлено, что позволяет сделать вывод о соответствии условию патентоспособности «новизна».
Целью изобретения является повышение работоспособности и надежности работы установки, снижение вибрации подземного насосного оборудования, вызываемой присутствием газовых включений в откачиваемой пластовой жидкости.
Скважинная насосная установка содержит установленный в скважине на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) погружной электроцентробежный насос с электродвигателем и расположенный над ними для гашения пульсаций давления пневмопружинный компенсатор, поршень которого подпружинен изнутри пакетом последовательно соединенных тарельчатых пружин, имеющим такую силовую характеристику, что усилие пакета последовательно соединенных тарельчатых пружин и давление инертного газа на поршне создают результирующую восстанавливающую силу с рабочим участком заданной малой (квазинулевой) жесткости.
Новым является то, что согласно изобретению, над упомянутым пневмопружинным компенсатором установлена емкость со сжатым инертным газом, содержащая мембрану с остроконечным пробойником, снабженным возвратной пружиной, упирающейся одним концом в корпус емкости со сжатым инертным газом, а другим на упорное кольцо в теле остроконечного пробойника, острый конец которого направлен на мембрану, с возможностью организации движения сброшенного в насосно-компрессорные трубы с дневной поверхности скважины лома, двигающегося по конусной направляющей и действующего на скошенный конец остроконечного пробойника, перемещая его и пробивая отверстие в мембране, с возможностью перетекания сжатого инертного газа через мембрану в рабочую полость пневмопружинного компенсатора.
Заявляемое техническое решение поясняется чертежами, где
- на фиг. 1 приведена схема скважинной насосной установки;
- на фиг. 2 представлена схема процесса падения лома;
- на фиг. 3 представлена схема процесса пробоя мембраны;
- на фиг. 4 представлен процесс попадания лома в уловитель;
- на фиг. 5 изображен процесс взаимодействия лома с направляющей частью емкости.
Предлагаемая скважинная насосная установка (фиг. 1) содержит погружной электроцентробежный насос (ЭЦН) 1, электродвигатель 2, пневмопружинный компенсатор 3, расположенный на выкиде погружного ЭЦН 1.
Пневмопружинный компенсатор 3 (фиг. 2) содержит аккумулятор давления в виде емкости 4 со сжатым инертным газом, рабочую часть, состоящую из цилиндра с поршнем 5, прикрепленным к подпружиненному пакету тарельчатых пружин 6. В свою очередь, емкость 4 со сжатым инертным газом имеет сложную форму в виде соединенных конической и цилиндрической обечаек (на фиг. не обозначены), образующих конусную направляющую для движения лома 7. Для вытекания сжатого инертного газа из емкости 4, в ней имеется мембрана 8 (местный вид Б, фиг. 2). Пробивание мембраны 8 осуществляется остроконечным пробойником 9 со скошенным концом. Скошенный конец необходим для приведения остроконечного пробойника 9 в движение посредством взаимодействия с ломом 7. Для размещения лома 7 после пробивания мембраны 8 используется уловитель 10. Также уловитель 10 и ограничитель 11 служат для упора рабочей части пневмопружинного компенсатора 3. После пробивания мембраны 8 остроконечный пробойник 9 возвращается в исходное положение с помощью возвратной пружины 12 (местный вид Б, фиг. 2), упирающейся одним концом на корпус емкости 4, другим на упорное кольцо (на фиг. не обозначено) на теле остроконечного пробойника 9 (местный вид Б, фиг. 2).
Рабочая часть пневмопружинного компенсатора 3 (фиг. 2) представляет собой полость с расположенными в ней поршнем 5 и подпружиненным пакетом тарельчатых пружин 6, причем пакет тарельчатых пружин 6 выполнен меньше диаметра цилиндра в виду увеличения диаметра пакета тарельчатых пружин 6 при сжатии. Ограничивает перемещение пакета тарельчатых пружин 6 поршень 5, упирающийся в нижнем положении в ограничитель хода поршня 13, выполненный с отверстиями 14 (сечение В-В, фиг. 2), что исключает перекос поршня 5.
Для подвода перекачиваемой пластовой жидкости используется направляющий патрубок 15 (фиг. 2 и 3), перфорированный отверстиями 16, через который осуществляется передача давления от перекачиваемой пластовой жидкости в рабочей части пневмопружинного компенсатора 3. Направляющий патрубок 15 закрепляется в корпусе 18 пневмопружинного компенсатора 3 путем использования центрирующих спиц 17 (сечение Г-Г, фиг. 2). Емкость 4 со сжатым инертным газом установлена в корпусе 18 пневмопружинного компенсатора 3, над его рабочей частью, образованной поршнем 5 и подпружиненным пакетом последовательно соединенных тарельчатых пружин 6, расположенным в цилиндре.
Скважинная насосная установка работает следующим образом. Перед спуском насосного оборудования в емкость 4 закачивается сжатый инертный газ. После спуска насосного оборудования в скважину, перед началом работы в НКТ сбрасывается лом 7 (фиг. 2). Достигнув пневмопружинного компенсатора 3, лом 7 (фиг. 5) направляется по конусной направляющей - конической обечайке емкости 4 со сжатым инертным газом к скошенному концу остроконечного пробойника 9. Воздействуя на остроконечный пробойник 9, лом 7 приводит его в движение, устремляясь дальше в уловитель 10 (фиг. 3). Остроконечный пробойник 9 пробивает мембрану 8 в емкости 4 со сжатым инертным газом, способствуя вытеканию сжатого инертного газа из емкости 4 (фиг. 4, местный вид Б). Сжатый инертный газ устремляется в подпоршневое пространство рабочей части пневмопружинного компенсатора 3 с пакетом тарельчатых пружин 6.
При работе погружного электроцентробежного насоса 1 пластовая жидкость поступает в направляющий патрубок 15 в нижней части пневмопружинного компенсатора 3, затем устремляется к цилиндру и, воздействуя на поршень 5, способствует сжатию пакета тарельчатых пружин 6 и инертного газа в подпоршневом пространстве. В случае падения давления на выкиде погружного электроцентробежного насоса 1, поршень 5 начинает сжимать поступающую пластовую жидкость, поднимая уровень давления в системе. В случае увеличения давления добываемой пластовой жидкости, давление пластовой жидкости посредством поршня 5 передается пакету тарельчатых пружин 6 и сжатому инертному газу, способствуя снижению давления потока.
Изменение конструкции предлагаемой скважинной насосной установки таким образом, что сжатый инертный газ, участвующий в работе установки, до начала работы содержится в емкости 4, размещенной над рабочей частью пневмопружинного компенсатора 3, позволяет создать равномерное давление на рабочую часть пневмопружинного компенсатора 3 как со стороны воздействия перекачиваемой пластовой жидкости, так и в подпоршневой части.
Возможность приема пластовой жидкости в надпоршневую полость при повышении ее давления, и ее вытеснения при снижении, уменьшает разброс давления в НКТ.
Введение в конструкцию пневмопружинного компенсатора 3 пакета последовательно соединенных тарельчатых пружин 6, которые имеют такую силовую характеристику, что при параллельном соединении этого пакета тарельчатых пружин 6 с усилием давления инертного газа на поршне 5, создается результирующая восстанавливающая сила с рабочим участком заданной малой (квазинулевой) жесткости. Такая конструкция позволяет снизить колебания давления в насосно-компрессорных трубах, следовательно, и вибрацию оборудования.
Использование пневмопружинного компенсатора позволяет снизить негативные воздействия колебаний давления на выкиде погружного электроцентробежного насоса, предотвращает возникновение вибрационных нагрузок.
Внедрение предлагаемого объекта обеспечивает эффективное гашение вибрации подземного насосного оборудования, вызываемой присутствием газовых включений в пластовой жидкости. В результате повышается эффективность эксплуатации скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов за счет увеличения межремонтного периода их работы.