Скважинная насосная установка

(71) Заявитель РУП ПО Белоруснефть Белорусский научно-исследовательский и проектный институт нефти(72) Авторы Стрешинский Игорь Аркадьевич Шкандратов Виктор Владимирович Ткачев Виктор Михайлович Столяров Александр Игоревич(73) Патентообладатель РУП ПО Белоруснефть Белорусский научно-исследовательский и проектный институт нефти(57) Скважинная насосная установка, включающая колонну насосно-компрессорных труб с устьевым оборудованием, в которой размещен погружной штанговый насос, кинематически связанный посредством колонны насосных штанг с механизмом возвратно-поступательного перемещения, привод которого подключен к блоку управления частотой его вращения, а также средство для определения уровня жидкой фракции в скважине со смонтированным в ней датчиком, отличающаяся тем, что блок управления частотой вращения привода и средство для определения уровня жидкой фракции в скважине электрически связаны между собой.(56) 1. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. - М. Недра, 1983. - С. 350-351. 2. Чаронов В.Я., Шелепин А.В., Тварнов П.В. Особенности выбора структуры асинхронного частотно-регулируемого электропривода для механизмов добычи нефти // Нефтяное хозяйство. - 1999. -11. - С. 28-31 (прототип). 3. Преобразователи измерительные взрывозащищенные САПФИР-22-Ех-М. Техническое описание и инструкция по эксплуатации 3.5095.005 ТО. 4. Чернов Е.А., Кузьмин В.П. Комплектные электроприводы станков с ЧПУ Справочное пособие. - Горький Волго-Вятское кн. изд-во, 1989. - С. 232. Полезная модель относится к нефтедобывающей промышленности, а более конкретно- к оборудованию для добычи нефти с использованием штанговых скважинных (глубинных) насосов. Известна скважинная насосная установка 1, включающая в себя колонну насоснокомпрессорных труб с устьевым оборудованием, глубинный насос, а также колонну насосных штанг, посредством которых обеспечивается возможность возвратно-поступательного перемещения поршня насоса. В качестве механизма такого перемещения преимущественно используется станок-качалка с электрическим приводом. Перемещение поршня в цилиндре глубинного насоса обеспечивает подъем на поверхность жидкости из колонны насосно-компрессорных труб. Основным недостатком установок такого типа является то, что при эксплуатации скважин с низкой продуктивностью работа насосных установок в непрерывном режиме становится практически невозможной по причине отставания величины притока жидкости из пласта в скважину от производительности насоса, а эксплуатация в периодическом режиме является проблематичной в виду отсутствия средств для определения момента восстановления уровня жидкой фракции под действием пластового давления. Известна скважинная насосная установка 2, используемая преимущественно для эксплуатации скважин с низкой продуктивностью путем откачки столба жидкой фракции,накапливающейся под действием пластового давления. Основными конструктивными составляющими установки являются колонна насосно-компрессорных труб с устьевым оборудованием, размещенный в ней погружной штанговый насос, кинематически связанный с механизмом возвратно-поступательного перемещения посредством колонны насосных штанг. Для определения момента включения установки в работу, соответствующего моменту достижения уровня статического равновесия веса столба жидкой фракции и пластового давления, момента ее отключения при снижении уровня жидкой фракции до минимально допустимого для работы насоса установка снабжена средством для определения уровня жидкой фракции с датчиком, смонтированным в колонне насосно-компрессорных труб. Кроме того, установка снабжена блоком управления частотой вращения привода механизма возвратно-поступательного перемещения поршня насоса для регулирования скорости откачки. Данная установка по своей технической сущности и достигаемому результату является наиболее близкой к заявляемой. Основной недостаток при использовании установки эксплуатация скважины не в оптимальном режиме, так как не достигается максимально возможная депрессия на пласт, что приводит к снижению дебита скважины. Задачей настоящей полезной модели является интенсификация добычи за счет установления оптимальных режимов работы скважины. Поставленная задача решается тем, что в известной скважинной насосной установке,включающей колонну насосно-компрессорных труб с устьевым оборудованием, в которой размещен погружной штанговый насос, кинематически связанный посредством колонны 2 987 насосных штанг с механизмом возвратно-поступательного перемещения, привод которого подключен к блоку управления частотой его вращения, а также средство для определения уровня жидкой фракции в колонне насосно-компрессорных труб со смонтированным в ней датчиком, согласно полезной модели блок управления частотой вращения привода и средство для определения жидкой фракции в колонне насосно-компрессорных труб электрически связаны между собой. Благодаря наличию указанной электрической обратной связи достигается возможность определения оптимальных режимов работы скважины. На фиг. 1 представлена схема, поясняющая конструкцию заявляемой скважинной насосной установки на фиг. 2 - пример выполнения блока управления частотой вращения привода на рис. 3 - пример выполнения средства для определения уровня жидкой фракции в колонне насосно-компрессорных труб. Скважинная насосная установка содержит колонну 1 фиг. 1 насосно-компрессорных труб с устьевым оборудованием 2, на которой размещен погружной штанговый насос 3,кинематически связанный посредством колонны 4 насосных штанг с механизмом 5 возвратно-поступательного перемещения (станок-качалка). Привод 6 механизма 5 подключен к блоку 7 управления частотой его вращения. На колонне 1 насосно-компрессорных труб смонтирован датчик 8, являющийся составной частью средства 9 определения уровня жидкой фракции в скважине. Электрическая связь датчика 8 со средством 9 на фиг. 1 показана пунктирной линией. Средство 9 для определения жидкой фракции и блок 7 управления частотой вращения привода 6 электрически связаны между собой. В качестве датчика 8 могут использоваться датчики типа Сапфир-22-Ех-М 3. Блок 7 может быть выполнен по схеме (фиг. 2), состоящей из устройства сравнения 10, регулятора 11, сумматора частот 12, сумматора тока 13, датчика тока 14, инвертора 15, выпрямителя 16, датчика частоты вращения 17. Возможно выполнение блока 7 по схеме, описанной в 4. Средство 9 может быть выполнено по блок-схеме (фиг. 3), содержащей датчик давления 8, блок питания 18 и регистрирующего устройства 19 3. Заявляемая скважинная насосная установка работает следующим образом. Для установления оптимального режима работы скважины после включения привода 6 механизма 5 насос 3 откачивает столб жидкой фракции из скважины от уровня статического равновесия Нст (давление столба жидкости уравновешивается пластовым давлением) до минимально допустимого уровня НД, при котором обеспечивается нормальная работа насоса 3. При этом электрический сигнал от средства 9 для определения уровня жидкой фракции непрерывно подается на блок 7 управления частотой вращения привода 6. При достижении уровня НД в скважине, частота вращения привода 6 с помощью блока 7 управления частотой вращения последнего и посредством электрической связи со средством 9 снижается до значения, обеспечивающего поддержание уровня жидкости в скважине на значении НД в автоматическом режиме. Тем самым создается максимально возможная депрессия на пласт и достигается оптимальный режим работы скважины с максимально возможным дебитом. Применение полезной модели предложенной конструкции позволяет режим работы скважины автоматически выводить и далее поддерживать на оптимальном уровне. Затраты, связанные с дооснащением нефтепромыслового оборудования скважины, окупаются за счет дополнительно добытой нефти и сокращения времени обслуживания скважины техническим персоналом за счет отсутствия необходимости периодического включения и выключения электродвигателя станка-качалки. Технико-экономические преимущества заявляемой полезной модели позволяют рекомендовать ее для широкого применения на низкодебитных скважинах. Национальный центр интеллектуальной собственности. 220034, г. Минск, ул. Козлова, 20.