ГЛУБИННО-НАСОСНАЯ УСТАНОВКА
DOWNHOLE PUMP UNIT

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважин с высоким газовым фактором.
Известно скважинное устройство отделения газа от жидкости, (А.с. СССР, №947403, Е21В 43/38, БИ №28, 1982 г.). Это устройство располагается в скважине для отделения газа от жидкости, при котором газожидкостную смесь подают в корпус через радиальные каналы, жидкость подают на прием насоса через всасывающую трубу, газ отводят в затрубное пространство через клапан.
Недостатком этого устройства является низкая сепарационная способность из-за отсутствия пакера, разделяющего поток до зоны без сепарации и на зону отсепарированного от нефти газа в затрубном пространстве.
Известен скважинный газоотделитель (А.с. СССР №1425306, Е21В 43/38, БИ 35, 1988 г.). В этом устройстве подача газожидкостной смеси осуществляется через патрубок, подача жидкости на прием насоса, сепарацию и отвод газа в затрубное пространство, причем диаметр подводящей трубы определяется из условия пропуска за цикл всасывания половины объема жидкости, отбираемой насосом.
Недостатком этого устройства является невозможность достижения полной сепарации газа из-за не перекрытия зоны эксплуатационной колонны от верхних отверстий перфорации до приема насоса.
Наиболее близким является устройство по А.с. №724693 А1, 30.03.1980. Это устройство содержит пакер с хвостовиком, установленным на оси пакера, в нижнем конце которого установлен обратный клапан, а над пакером отдельно подвешен глубинный насос на насосно-компрессорных трубах, плунжер насоса подвешен на полых штангах - самостоятельном канале для подъема газа.
Недостатком этого устройства является сложность конструкции, необходимость отдельного монтажа пакера с хвостовиком и обратным клапаном. Размещение клапана на нижнем конце хвостовика приводит к заполнению его жидкостью глушения, плотность которого значительно выше плотности добываемой продукции, и тем самым увеличивает нагрузку на хвостовик и повышает вероятность его обрыва, а транспортный канал - полый полированный шток требует оборудования гибким шлангом для перепуска газа в выкидную линию, который является слабым звеном конструкции.
Задачей предлагаемого технического решения является повышение сепарационной способности, упрощение конструкции, ускорение монтажа установки и повышение надежности глубинного насоса.
Поставленная задача достигается тем, что в глубинно-насосной установке, включающей штанговый насос, трубу-хвостовик с обратным клапаном, установленные на пакере, согласно изобретению коммутатор, насаженный на упоры трубы-хвостовика гидравлически соединяет упомянутую трубу-хвостовик через обратный клапан, установленный на его верхнем конце, с трубой-свечой, длина которой превышает расстояние от динамического уровня до глубины подвески насоса, параллельно трубе-свече на верхней полумуфте упомянутого коммутатора установлен штанговый насос. Кроме того, труба-хвостовик, соединенный коммутатором с трубой-свечой, образуют гидравлический канал, сообщающий забой скважины с затрубным пространством; нижний торец коммутатора выполнен в виде усеченного конуса с основанием, направленным вниз, а по наружному диаметру снабжен центраторами.
Снабжение обратным клапаном хвостовика в верхнем конце позволяет исключить заполнение хвостовика жидкостью глушения, плотность которого значительно выше плотности добываемой продукции, и тем самым снижает нагрузку на хвостовик, позволяет избежать его обрыва. Хвостовик с клапаном предотвращает попадание задавочной жидкости на забой скважины и тем самым исключает отрицательное влияние на призабойную зону в процессе глушения скважины перед подземным ремонтом.
На чертеже представлена схема глубинно-насосной установки.
В эксплуатационной колонне 1 установлен пакер 2, в центре которого подвешена труба-хвостовик 3, с установленным на ее верхнем конце обратным клапаном 4, на который установлен усеченной конусной поверхностью 5 коммутатор 6, а на верхней полумуфте 7 установлен штанговый насос 8 и параллельно ему труба-свеча 9, скрепленные между собой бандажом 10, причем коммутатор 6 снабжен центраторами 11 и посажен на упоры 12, причем верхний конец трубы-свечи 9 выше динамического уровня 13.
Устройство работает следующим образом.
В эксплуатационную колонну 1 в подпакерную зону поступает газожидкостная смесь, которая, продвигаясь по трубе-хвостовику 3, поступает через обратный клапан 4 в надпакерную зону эксплуатационной колонны. По мере выхода газожидкостной смеси из трубы-свечи 9 она попадает в область пониженного давления, при этом происходит полное разделение газожидкостной смеси, т.е. отсепарированный газ по затрубному пространству поднимается вверх в выкидную линию, а отделенная от газа жидкость опускается в нижнюю часть затрубной зоны, образуя динамический уровень 13 жидкости, и откачивается из нее глубинным насосом. Коммутатор, имеющий форму усеченного конуса, насаженный на трубу-хвостовик, посажен на упоры и через обратный клапан, установленный на его верхнем торце, и трубу-свечу с длиной, превышающей расстояние от динамического уровня жидкости до глубины подвески насоса, образуют гидравлический канал, сообщающий забой скважины с затрубным пространством. Параллельно трубе-свече на верхней полумуфте коммутатора установлен глубинный насос.
Таким образом, предлагаемое изобретение позволит увеличить добычу нефти за счет повышения коэффициента подачи насоса и сокращения сроков освоения скважин, т.е. уменьшения продолжительности вывода их в установленный режим работы, не требует применения специальной камеры для сепарации, т.к. процесс сепарации происходит в эксплуатационной колонне, применение центраторов позволяет упростить монтаж и обеспечить требуемое положение коммутатора. Упоры позволяют избежать сдвига хвостовика, обеспечивая надежное сочленение с коммутатором.