УСТАНОВКА СКВАЖИННОГО ШТАНГОВОГО НАСОСА

Полезная модель относится к нефтяной промышленности и может быть использована в скважинах с высоким газовым фактором и повышенной вязкостью добываемой нефти.
звестно, что в прцессе добычи нефти в затрубном пространстве скважины скапливается сепарированный попутный газ. Постепенно накопление газа приводит к повышению давления в затрубном пространстве и отжатию динамического уровня жидкости вниз, в сторону приема насоса. При этом возрастает репрессия на забой скважины и снижение дебита. В ряде случаев уровень жидкости в скважине может опуститься до приема насоса и сорвать его работу.
Для снижения давления газа в затрубном пространстве на устье скважин устанавливается обратный клапан, перепускающий газ в выкидной манифоль (коллектор). Однако, давление газа в затрубном пространстве остается достаточно высоким и по величине, превышающем давление в коллекторе на величину гидравлических сопротивлений в клапане.
Наиболее близкой к предпологаемой полезной модели является установка штангового нефтяного насоса (патент РФ №49923 на полезную модель. Заявл. 11.07.2005 Опубл. 10.12.2005 г. БИ №34). Установка включает дополнительный цилиндр с проточным плунжером, на обе стороны которого в основаниях муфт выполнены обратные клапаны со сверическими запорными элементами, позволяющими перепускать газ из затрубного пространства в колонну насосно-компрессорных труб. На манифольдной линии скважины устанавливается обратный клапан.
При ходе штанговой колонны и проточного плунжера вверх его клапан закрывается и в подплунжерной зоне образуется некоторое снижение давления, благодаря которому в эту зону вместе с откачиваемой нефтью будет поступать газ из затрубного пространства через нижнюю муфту.
При обратном ходе этого плунжера вниз в надплунжерной зоне частично снизится давление и эту зону при открытом клапане дополнительного плунжера будет поступать нефть из подплунжерной зоны и газа из затрубного пространства.
Описанная установка обладает существенным недостатком, который заключается в возникновении значительных гидравлических сопротивлений в момент хода колонны штанг вниз при добыче нефти повышенной вязкости. Верхние проходные отверстия в проточном плунжере для жидкости при сочленении со штангой будут иметь недостаточные сечения для пропуска вязкой среды и существенно увеличивать сопротивления движению штанг вниз. В итоге может произойти так называемое «зависание» колонны штанг и установка потеряет работоспособность.
Целью предполагаемой полезной модели является снижение гидравлических сопротивлений в проточном плунжере в момент хода колонны штанг вниз при добыче нефти повышенной вязкости.
Поставленная цель достигается тем, что в известном устройстве, содержащем дополнительный цилиндр с проточным плунжером и уплотнительными элементами, газоперепускные клапаны, расположенные по обе стороны дополнительного цилиндра в основаниях муфт, рабочий манифольд с обратным клапаном, проточный плунжер большего в сравнении с глубинным насосом диаметра, выполнен ступенчатой формы с центральным каналом увеличенного диаметра, переходящим в два радиальных канала, сообщенных с полостью насосно-компрессорных труб, причем в центральном канале размещен сферический запорный элемент с посадочным седлом.
На фигуре 1 и 2 показана схема полезной модели.
В скважину 1 на колоннах насосно-компресорных труб и штанг 3 спущен глубинный насос (на фиг. не показан) В верхней части колонны труб 2 размещен дополнительный цилиндр 4 с проточным плунжером 5 большего в сравнении с глубинным насосом диаметра ступенчатой формы с центральным каналом 6 увеличенного диаметра и радиальными каналами 7 и 8, сообщающими надплунжерную и подплунжерные зоны дополнительного цилиндра 4. внутри вертикального канала 6 размещено посадочное седло 9 со сферическим запорным элементом 10. Проточный плунжер по наружной поверхности имеет уплотнительные элементы 11 из эластичного материала, к примеру фторопласта. В соединительных муфтах 12 и 13 размещены обратные клапаны 14 и 15, сообщающие затрубное пространство соответственно с надплунжерной и подплунжерной зонами колонны труб 2. На манифольдной линии 16 устья скважины размещен обратный клапан 17. Штанги 3 вворачиваются в проточный плунжер 5 в верхнюю и нижнюю его части. На линии 18 затрубного пространства установлен клапан 19, сообщающий затрубное пространство с выкидной линией манифольда.
Работа устройства состоит в следующем. В рабочем процессе давление газа в затрубном пространстве за вычетом гидравлического перепада давления в клапане 14 соответствует давлению нагнетания жидкости в верхней части колонных труб 2.
При ходе коллонны штанг вверх запорный элемент 10 закрыт. Разница в диаметрах проходного 5 и глубинного (на рис. не показаны) плунжеров создает в подплунжерной зоне цилиндра 4 условия снижения давления, благодаря чему из затрубного пространства через клапаны 15 будет поступать некоторое количество газа в трубы 2 из затрубного пространства.
Таким образом, в обоих ходах штанговой колонны в насосно-компрессорные трубы 2 будет поступать газ из затрубного пространства.
Технико-экономическим преимуществом предлагаемой полезной модели является увеличение депрессии на пласт и дебита скважины.