Forbidden

You don't have permission to access /zzz_siteguard.php on this server.

ДЛИННОХОДОВАЯ ГЛУБИННО-НАСОСНАЯ УСТАНОВКА - Патент РФ 2125185
Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
ДЛИННОХОДОВАЯ ГЛУБИННО-НАСОСНАЯ УСТАНОВКА
ДЛИННОХОДОВАЯ ГЛУБИННО-НАСОСНАЯ УСТАНОВКА

ДЛИННОХОДОВАЯ ГЛУБИННО-НАСОСНАЯ УСТАНОВКА

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Установка предназначена для подъема нефти с забоя скважин. Тяговый орган установки выполнен в виде цепи, приводимой в возвратно-поступательное движение звездочкой, расположенной внутри герметичного, соединяющего устья двух скважин кожуха. Это позволило осуществить эксплуатацию двух скважин одним приводом, существенно уменьшить энергопотребление и металлоемкость, повысить долговечность тягового органа и улучшить экологическую обстановку. 2 ил.
Поиск по сайту

1. С помощью поисковых систем

   С помощью Google:    

2. Экспресс-поиск по номеру патента


введите номер патента (7 цифр)

3. По номеру патента и году публикации

2000000 ... 2099999   (1994-1997 гг.)

2100000 ... 2199999   (1997-2003 гг.)
Номер патента: 2125185
Класс(ы) патента: F04B47/02
Номер заявки: 97105941/06
Дата подачи заявки: 10.04.1997
Дата публикации: 20.01.1999
Заявитель(и): Гриб Виталий Семенович; Густов Борис Михайлович; Васильев Петр Клавдиевич
Автор(ы): Гриб В.С.; Густов Б.М.; Васильев П.К.
Патентообладатель(и): Гриб Виталий Семенович
Описание изобретения: Изобретение относится к технике подъема нефти с забоя скважин.
Известны установки для одновременной эксплуатации двух рядом расположенных нефтяных скважин с приводом поршней глубинных насосов от станка-качалки с помощью свинчивающихся штанг (см. а.с. 1206476, Б.И. N3, 1988; кн. Уразаков К.Р. Эксплуатация наклонно направленных насосных скважин. - М.: Недра, 1993, стр. 160 - 166).
Недостатком аналогов является большая металлоемкость, низкая долговечность свинчиваемых штанг, а также то, что уплотняющий полированный шток-сальник является источником выделения загрязнений окружающей среды.
Известна длинноходовая глубинно-насосная установка с гибким тяговым органом, позволяющая одним приводом эксплуатировать две рядом расположенные нефтяные скважины (см. кн. Храмов Р.А. Длинноходовые насосные установки для добычи нефти. - М.: Недра, 1996, стр. 186 - 188). Наземный привод ее представляет собой раму - тележку, на которой установлена бобина с двумя рядами намотанной гибкой ленты, концы которой через опорные ролики и сальниковые уплотнения опускаются в соседние скважины и соединяются с плунжерами. Два комплекта гибкой ленты намотаны в разные стороны, поэтому при вращении бобины плунжер в одной скважине опускается, а в другой в это время поднимается. Вращение бобины от силового привода обеспечивается с помощью цевочного соединения. Аппарат реверсирования меняет направление вращения привода и бобины и обеспечивает тем самым поочередный подъем жидкости из соседних скважин.
Недостатком прототипа является большая металлоемкость (диаметр бобины составляет 2,5 м), наличие динамических ударов и вибраций наземного привода из-за несовершенства цевочного привода, сложная и ненадежная система уплотнения гибкой ленты на устьях скважин.
Целью настоящего изобретения является уменьшение металлоемкости установки, повышения долговечности тягового органа и всей наземной установки и улучшения экологической обстановки.
Настоящая цель достигается тем, что в качестве тягового органа используется перемещающаяся по двум звездочкам цепь, своими концами соединенная с пригрузами плунжеров глубинных насосов двух соседних скважин, причем звездочки и цепь расположены в герметичном кожухе, соединяющем устья двух соседних скважин. Улучшение экологической обстановки достигается заменой уплотнения полированного штока полной герметизацией устьев соседних скважин. Уменьшение числа циклов (спуск - подъем) существенно повышает долговечность глубинно-насосного оборудования.
На фиг. 1 показана принципиальная схема длинноходовой глубинно-насосной установки, позволяющей одним приводом эксплуатировать две рядом расположенные нефтяные скважины; на фиг. 2 показано расположение наземного оборудования.
Длинноходовая глубинно-насосная установка содержит выполненный в виде цепи тяговый орган 1, расположенный в герметичном и соединяющем устья двух скважин кожухе 2. Концы цепи 1 через звездочки 3 опускаются в соседние скважины (расстояние между скважинами 6 - 8 м) A и B и крепятся к штанговой колонне - утяжелителю 4. Внутренняя полость насосно-компрессорных труб 5 и кожуха 2 представляют собой единую герметичную систему. В нижней части колонны насосно-компрессорных труб 5 возвратно-поступательно перемещается плунжер 6 с нагнетательным клапаном 7. Возвратно-поступательное перемещение плунжеров 6 обеспечивается с помощью звездочки 3 электродвигателем 11 через редуктор 10 и муфты 9 (фиг. 2).
Длинноходовая глубинно-насосная установка работает следующим образом.
Электродвигатель 11 через муфты 9 и редуктор 10 приводит в реверсивно-вращательное движение звездочку 3. Реверс электродвигателя 11 осуществляется сменой фаз питающего напряжения. Звездочка 3 реверсивно-вращательное движение с помощью цепи 1 преобразует в возвратно-поступательное движение плунжеров 6.
При подъеме плунжера 6 в скважине A нагнетательный клапан 7 закрыт и столб жидкости над плунжером 6 поднимается, приемный клапан 8 открывается, и жидкость из пласта и затрубного пространства входит в подплунжерное пространство. В это время аналогичный плунжер 6 в скважине B опускается, его нагнетательный клапан 7 открыт, и жидкость перетекает в надплунжерное пространство. Приемный клапан 8 в скважине B закрыт, создавая замкнутый объем, соединенный через обратный клапан с выкидной линией. При достижении в герметичном кожухе 2 давления выше давления, на которое установлен обратный клапан, жидкость из герметичного кожуха 2 вытесняется в выкидную линию.
При подъеме плунжера 6 в скважине B его нагнетательный клапан 7 закрыт, столб жидкости над плунжером 6 поднимается, вытесняя жидкость из насосно-компрессорных труб 5 через кожух 2 и обратный клапан в выкидную линию. При подъеме плунжера 6 в скважине B плунжер 6 в скважине A опускается при открытом нагнетательном клапане 7, а приемный клапан 8 в скважине A закрыт.
Цепь 1 является гибким звеном, в котором отсутствуют напряжения изгиба, характерные для стальной ленты. По этой причине срок службы цепи в качестве тягового органа будет существенно больше, ибо лента имеет низкую долговечность из-за высокого уровня напряжений изгиба и растяжения, суммирующихся в месте набегания ее на барабан.
Минимальный радиус изгиба цепи с учетом работы звездочки 3 на устье скважины может быть принят в пределах 150 - 200 мм (см. Анурьев В.И. Справочник конструктора-машиностроителя, т. 2. - М.: Машиностроение, 1980), что позволит иметь внешний диаметр корпуса звездочки на устье скважины не более 300 - 400 мм. Кожух 2 представляет собой трубу диаметром 200 - 250 мм общей длиной 5 - 7 метров.
Приведенные данные показывают, что использование предлагаемого изобретения позволит значительно снизить металлоемкость установки, повысить ее долговечность и получить большой экономический эффект.
Герметизация устьев двух соседних скважин позволила исключить сальниковые уплотнения, через которые лента проходит в скважины. Уплотнение оси вращающейся звездочки 3 не представляет труда и выполняется весьма надежно. Это позволяет устранить источники загрязнения окружающей среды, существенно улучшая экологическую обстановку.
Формула изобретения: Длинноходовая глубинно-насосная установка для одновременной эксплуатации двух рядом расположенных нефтяных скважин, содержащая силовой привод, две колонны насосно-компрессорных труб и два соединенных гибким тяговым органом плунжера, отличающаяся тем, что гибкий тяговый орган выполнен в виде цепи, перемещающейся возвратно-поступательно звездочками, одна из которых соединена с силовым приводом, причем цепь и обе звездочки установлены в герметичном кожухе, соединяющем устья двух соседних скважин.