декомпрессор

Формула изобретения

Декомпрессор, состоящий из цилиндра с поршнем, блока клапанов, линии всасывания и линии нагнетания, отличающийся тем, что блок клапанов выполнен из двух симметричных частей, в которых клапаны содержат регулировку усилия пружин, пропорциональную нагрузке на клапан от давления разрежения, создаваемого поршнем цилиндра на тактах всасывания и нагнетания соответственно.

Описание изобретения к патенту

Предлагаемое изобретение относится к области повышения нефтеотдачи пластов при эксплуатации нефтегазовых скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами и устройствами для откачки жидкости и газа из скважины.

Известен способ разработки месторождения углеводорода с подошвенной водой и добычи углеводорода штанговым насос-компрессором с раздельным приемом углеводорода и воды, по способу устанавливают насос-компрессор таким образом, чтобы выходное отверстие хвостовика располагалось ниже подошвы пласта. Предварительно осуществляют разрушение конуса воды в призабойной зоне пласта путем откачки воды через хвостовик, соединенный с нижним всасывающим клапаном цилиндра насос-компрессора, и по затрубному пространству через боковой всасывающий клапан цилиндра насос-компрессора. При увеличении в откачиваемой жидкости содержания углеводорода делают вывод о начале разрушения конуса воды. Продолжают откачку до разрушения эмульсии в конусе воды, образующейся в неоднородной пористой среде пласта на принципах углеводород-вода и вода-углеводород, расслоения потоков воды и углеводородов и приведения текущего водоуглеродного контакта к первоначальному положению. Затем в процессе добычи продолжают откачивать воду через хвостовик, а углеводород - по затрубному пространству (1).

Недостатком указанного способа является отсутствие возможности откачки попутного газа из затрубного пространства скважины.

Известно устройство для регулирования отбора жидкости в процессе эксплуатации скважины, содержащее насос, установленные по длине колоны НКТ дополнительные регулирующие узлы, число которых соответствует числу продуктивных пластов скважины, и дополнительные пакеры, разобщающие пласты между собой, причем управляющий и гидравлический исполнительный клапаны установлены в корпусе с зазором для обеспечения гидравлической связи между регулирующими узлами и насосом, приемные патрубки каждого гидравлического исполнительного клапана, число которых соответствует числу входных окон корпуса регулирующего узла, установлены в упомянутых окнах и сообщаются с соответствующим межпаркерным пространством, а выпускные патрубки упомянутых клапанов сообщены с выходными патрубками корпусов, управляющий клапан регулирующих узлов выполнен в виде пилотного электромагнитного клапана, связанного по входу посредством приемного патрубка с муфтой, установленной на выходе насоса, а его выпускной патрубок присоединен к полости сервомеханизма гидравлического исполнительного клапана и дросселю сброса жидкости из вышеуказанной полости, который установлен на соединительном патрубке между управляющим и гидравлическим исполнительным клапанами, при этом система управления включает установленные в приемных патрубках гидравлического исполнительного клапана датчики обводненности, связанные кабельной линией с блоком питания и управления, размещенным на устье скважины, выход которого подключен к обмоткам каждого пилотного электромагнитного клапана (2).

Недостатком указанного устройства является невозможность повышения коэффициента наполнения штангового глубинного насоса посредством снижения избыточного давления в затрубном пространстве нефтегазовой скважины.

Наиболее близким решением является устройство для добычи нефти, содержащее колонну обсадных труб с концентрично размещенной в ней колонной лифтовых труб с паркером и средством для откачки нефти и воды в виде однопорошневого насоса. В цилиндре насоса выполнены перекрытые обратными клапанами впускные каналы, расположенные равномерно по высоте. В поршне выполнен сквозной клапан, перекрытый клапанным узлом, реагирующим на плотность окружающей среды. Клапанный узел выполнен в виде взаимодействующих между собой дроссельной катушки и датчиков. Катушка связана с поршнем, а датчики размещены в пространстве между колонной обсадных труб. При ходе поршня вниз до крайнего положения через клапан вначале поступает нефть, а затем - вода. Перемещение поршня вверх начинается при открытом клапане. Открытое положение клапана вплоть до подхода поршня к границе раздела нефть-вода поддерживается по сигналу датчика. При перекрытии клапана в колонну через клапан откачивается нефть (3).

Недостатком указанного устройства является отсутствие возможности повышения динамического уровня нефти, посредством снижения избыточного давления в затрубном пространстве нефтегазовой скважины.

Задачей предлагаемого изобретения является повышение нефтеотдачи пласта, вследствие повышения динамического уровня нефти, посредством снижения избыточного давления в затрубном пространстве нефтегазовой скважины.

Поставленная задача решается декомпрессором, состоящим из цилиндра с поршнем, блока клапанов, линией всасывания и линией нагнетания, в котором блок клапанов выполнен из двух симметричных частей, в которых клапаны содержат регулировку усилия пружин, пропорциональную нагрузке на клапан от давления разрежения, создаваемого поршнем цилиндра на тактах всасывания и нагнетания соответственно.

На Фиг.1 изображен общий вид декомпрессора на скважине, на Фиг.2 изображен общий вид декомпрессора, на Фиг.3 - разрез А-А, на Фиг.4 - выносной элемент Б, на Фиг.5 - схема работы декомпрессора, на Фиг.6 - схема работы декомпрессора.

Станок-качалка 1 на скважине 2 приводит в движение штанговый глубинный насос 3 (ШГН). Нефть из пласта 4 поднимается по НКТ 5, арматуре 6, трубопроводной задвижке 7 в нефтяной напорный трубопровод 8. В затрубном пространстве 9 образуется избыточное давление попутного газа. Боковая (затрубная) задвижка 10 соединяется в конструкции арматуры 6 с затрубным пространством 9. Декомпрессор 11 прикреплен нижней частью, посредством шарнирного соединения, к опоре станка-качалки 1. Верхняя часть декомпрессора 11 крепится, посредством шарнирного соединения, к коромыслу станка-качалки 1. Внешний фланец боковой задвижки 10 соединен гибким трубопроводом 12 с линией всасывания 13 декомпрессора 11. Линия нагнетания 14 декомпрессора 11 соединяется гибким трубопроводом 15 с нефтяным напорным трубопроводом 8 посредством вентиля 16. Давление газа в затрубном пространстве 9 контролируется манометром 17, расположенным на арматуре 6.

Декомпрессор 11 состоит из цилиндра 18 с поршнем 19, блока клапанов 20. Компенсатор длины 21 имеет нижнее шарнирное соединение 22 со штоком 23 и верхнее шарнирное соединение 24 с коромыслом станка-качалки. Нижняя часть цилиндра 18 имеет шарнирное соединение с опорой станка-качалки. Линия всасывания 13 и линия нагнетания 14 смонтированы на корпусе блока клапанов 20, имеющего неподвижное соединение с наружной поверхностью цилиндра 18. Блок клапанов состоит из левой части 25 и правой части 26. Левая часть 25 содержит клапан всасывания 27, подпружиненный пружиной 28, седло клапана всасывания 29, кронштейн клапана 30, пакеты регулировочных шайб 31, клапан нагнетания 32, подпружиненный пружиной 33, седло клапана 34, штуцер всасывания 35, штуцер нагнетания 36, штуцер подключения 37 к цилиндру 18, посредством гибкого трубопровода 38. Правая часть 26 имеет аналогичную с левой частью 25 конструкцию, за исключением наличия штуцера подключения 39 к цилиндру 18, посредством гибкого трубопровода 40.

Декомпрессор работает следующим образом.

При движении вверх коромысла станка-качалки 1, поршень 19 также перемещается вверх. В нижней полости 41 цилиндра 18 создается разрежение, выражающееся в уменьшении давления газа относительно давления в затрубном пространстве 9.

Клапан 27 в левой части 25 (фиг.5) открывается, преодолевая усилия пружины 32. Между клапаном всасывания 27 и седлом клапана всасывания 29 образуется зазор 42, через который газ из затрубного пространства 9 поступает в нижнюю полость 41 цилиндра 18. Одновременно в верхней полости 43 цилиндра 18 создается избыточное давление газа, которое передается в правую часть 26 на клапан нагнетания 32, и он открывается, преодолевая усилия пружины 33. Между клапанами нагнетания 32 и седлом клапана 34 образуется зазор 44, через который газ из верхней полости 43 поступает в нефтяной напорный трубопровод 8. Одновременно избыточное давление газа из верхней полости 43 дополнительно способствует закрытию клапана всасывания 27 в правой части 26. Одновременно избыточное давление из нефтяного напорного трубопровода 8 дополнительно способствует закрытию клапана нагнетания 32 в левой части 25.

При движении вниз коромысла станка-качалки 1, поршень 19 также перемещается вниз. В верхней полости 43 цилиндра 18 создается разрежение, а в нижней полости 41 - избыточное давление. Клапан 27 в правой части 26 (фиг.6) открывается с образованием зазора 45. Дальнейшая работа в левой части 25 и правой части 26 аналогична приведенной ранее работе, за исключением образования зазора 46 между клапаном нагнетания 32 и седлом клапана 34 в левой части 25, а также отсутствуют зазоры 42 и 44.

Постоянное движение вверх и вниз коромысла станка-качалки 1 приводит к откачиванию избыточного давления газа из затрубного пространства 9 и нагнетанию откачанного газа в напорную магистраль нефтепровода 8. Снижение избыточного давления в затрубном пространстве 9 регистрируется по манометру 17.

Для долговременной и надежной работы декомпрессора 11 предусмотрены в его конструкции пакеты регулировочных шайб 31, предназначенные для изменения усилия пружины 28 и 33 соответственно клапанам 27 и 32. Избыточное давление в затрубном пространстве 9 может иметь различные значения в различных скважинах - это зависит от месторождения, глубины залегания пласта, его газового фактора и т.д. Поэтому наличие пакета регулировочных шайб 31 способствует использованию декомпрессора 11 на различных нефтяных месторождениях.

Декомпрессор прошел промысловые испытания в ОАО НК "Роснефть-Краснодарнефтегаз", месторождение Ахтырское, с положительными результатами.

Источники информации

1. Патент №2247228, МПК⁷, КЕ21В 43/12, 04.09.2003.

2. Патент №32191, МПК⁷ , КЕ21В 43/14, 26.05.2003.

3. Патент №1340264, МПК ⁶, KE21В 43/14, 08.10.1985.