Арматура устьевая скважинной штанговой установки

Полезная модель относится к оборудованию для добычи нефти и может быть использована в качестве устьевого оборудования, например для соединения наземного привода со скважинным штанговым насосом. Арматура содержит устьевой сальник (3), в котором расположен устьевой шток (9). Арматура снабжена кожухом (12), охватывающим устьевой шток (9). Один конец кожуха (12) герметично соединен с корпусом (4) устьевого сальника (3), а второй конец (13) кожуха (12) гидравлически сообщен с полостью (14) колонны насосно-компрессорных труб (8). Длина кожуха (12) соответствует длине устьевого штока 9. Повышается срок эксплуатации арматуры за счет исключения воздействия агрессивной и абразивной среды добываемой жидкости на устьевой шток и сальник и предотвращения смывания защитной масляной пленки штока добываемой жидкостью. 2 ил.

Полезная модель относится к оборудованию для добычи нефти и может быть использована в качестве устьевого оборудования, например для соединения наземного привода со скважинным штанговым насосом.

Известна арматура устьевая скважинной штанговой установки для соединения с колонной насосных штанг гидравлического привода скважинного насоса, (свид. 9902 на полезную модель, МПК⁶ F04B 47/04, опубл. 1999 г.) содержащего раму, на которой установлен приводной цилиндр, пневмогидроаккумулятор, гидробак, электродвигатель и насос. Рама монтируется над устьем скважины, а шток приводного цилиндра соединяется устьевым штоком с колонной насосных штанг.

Такая конструкция арматуры устьевой сложна и неудобна в эксплуатации, что объясняется большой металлоемкостью привода и, как следствие, большой нагрузкой на планшайбу, сложностью монтажа привода и необходимостью полного его демонтажа при проведении ремонтных работ на скважине.

Известна арматура устьевая скважинной штанговой установки для соединения с колонной насосных штанг гидравлического привода скважинного насоса (свид. 61367 на полезную модель, МПК F04B 47/04 (2006.01), опубл. 2007 г.), содержащего два модуля, один из которых имеет раму, на которой установлен приводной цилиндр. Рама с приводным цилиндром монтируется над устьем скважины, а шток приводного цилиндра соединяется устьевым штоком с колонной насосных штанг.

Такая конструкция более удобна в эксплуатации, так как позволяет упростить монтаж привода и нет необходимости полного его демонтажа при проведении ремонтных работ на скважине.

Однако обе эти конструкции арматуры устьевой скважинной штанговой установки имеют следующие недостатки:

При эксплуатации скважины возникают утечки как добываемой жидкости из сальников скважины, так и рабочей жидкости через уплотнения приводного цилиндра в окружающую среду из-за открытых подвижных элементов (штоков) и их уплотнений. Усложняется эксплуатация скважин с такой арматурой устьевой в связи с необходимостью обслуживания уплотнений подвижных элементов. Арматура устьевая имеет ограниченный срок эксплуатации из-за воздействия агрессивной и абразивной среды добываемой жидкости на устьевой шток и сальник.

Известна арматура устьевая скважинной штанговой установки (Установки скважинных штанговых насосов (УСШН R7) REXROTH BOSCH GROUP, http://www.hte-rus.ru/upload/iblock/fcb/fcbb5da82c9d59820073acce209e98a7.pdf), содержащая устьевой сальник, корпус которого имеет узлы соединения с приводным цилиндром гидропривода и колонной насосно-компрессорных труб, и расположенный в устьевом сальнике шток, имеющий узлы соединения с поршнем силового цилиндра гидропривода и колонной насосных штанг. Конструкция привода не содержит рамы, а приводной цилиндр монтируется на корпусе устьевого сальника, что исключает утечки как нефти из сальников скважины, так и рабочей жидкости через уплотнения штангового цилиндра в окружающую среду из-за отсутствия открытых подвижных элементов (штоков) и их уплотнений.

Однако такая арматура устьевая скважинной штанговой установки имеет ограниченный срок эксплуатации из-за воздействия агрессивной и абразивной среды добываемой жидкости на устьевой шток и сальник, а масляная пленка, образующаяся на поверхности штока при его выдвижении, которая могла бы защитить шток от добываемой среды, смывается добываемой жидкостью.

Наиболее близкой к заявляемой и принятой в качестве прототипа является арматура устьевая скважинной штанговой установки (А.В. Золотухин и др. «Основы разработки шельфовых нефтегазовых месторождений и строительство морских сооружений в Арктике, М. ГУП Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2000, стр.193-195), содержащая выкидной манифольд, устьевой сальник и устьевой шток.

Такая арматура устьевая скважинной штанговой установки также имеет ограниченный срок эксплуатации из-за воздействия агрессивной и абразивной среды добываемой жидкости на устьевой шток и сальник.

Задачей полезной модели является повышение срока эксплуатации арматуры устьевой скважинной штанговой установки и скважинного оборудования за счет исключения воздействия агрессивной и абразивной среды добываемой жидкости на устьевой шток и сальник, а также защиты устьевого штока масляной пленкой.

Поставленная задача решается усовершенствованием арматуры устьевой скважинной штанговой установки, содержащей устьевой сальник и устьевой шток.

Это усовершенствование заключается в том, что она снабжена охватывающим устьевой шток кожухом, один конец которого герметично соединен с корпусом устьевого сальника, а второй гидравлически сообщен с полостью колонны насосно-компрессорных труб, при этом длина кожуха соответствует длине штока.

Такое конструктивное выполнение арматуры устьевой скважинной штанговой установки позволяет изолировать устьевой шток от добываемой жидкости за счет заполнения полости кожуха газом, выделяемым из добываемой жидкости в процессе ее подъема из скважины и за счет этого исключить воздействие агрессивной и абразивной среды добываемой жидкости на устьевой шток и сальник, смывания защитной масляной пленки штока добываемой жидкостью. Длина кожуха соответствует длине штока, что необходимо для расположения в кожухе в крайнем нижнем положении штока и муфты, соединяющей шток с колонной насосных штанг для исключения ударов муфты о торец кожуха.

Полезная модель поясняется чертежами, где на фиг.1 изображена заявляемая арматура устьевой скважинной штанговой установки для соединения гидропривода с колонной насосных штанг в крайнем нижнем положении поршня силового цилиндра гидропривода, на фиг.2 - в крайнем верхнем положении поршня силового цилиндра гидропривода.

Арматура устьевая скважинной штанговой установки для соединения гидропривода 1 с колонной насосных штанг 2 содержит устьевой сальник 3, корпус 4 которого имеет узел (фланец 5) соединения с силовым цилиндром 6 гидропривода 1 и узел (фланец 7) соединения с переводником колонны насосно-компрессорных труб 8. В устьевом сальнике 3 расположен устьевой шток 9, имеющий узел соединения с поршнем 10 силового цилиндра 6 гидропривода 1 и муфту 11 для соединения с колонной насосных штанг 2. Арматура снабжена кожухом 12, охватывающим устьевой шток 9. Один конец кожуха 12 герметично соединен с корпусом 4 устьевого сальника 3, а второй конец 13 кожуха 12 гидравлически сообщен с полостью 14 колонны насосно-компрессорных труб 8. Длина кожуха 12 соответствует длине устьевого штока 9.

Арматура устьевой скважинной штанговой установки работает следующим образом.

Силовой цилиндр 6 гидропривода 1 монтируют на скважине, соединяя корпус 4 устьевого сальника 3 фланцем 5 с силовым цилиндром 6 гидропривода 1 и фланцем 7 с колонной насосно-компрессорных труб 8. Устьевой шток 9 соединяют с поршнем 10 силового цилиндра 6 гидропривода 1 и муфтой 11 - с колонной насосных штанг 2. При работе скважинной установки полость 15 кожуха 12 заполняется газом, выделяемым из добываемой жидкости при декомпрессии в процессе ее подъема с глубины скважины. Таким образом, при работе скважины устьевой шток 9 изолирован от добываемой жидкости за счет, что позволяет исключить воздействие агрессивной и абразивной среды добываемой жидкости на устьевой устьевой шток 9 и сальник 3, а также предотвратить смывание защитной масляной пленки штока 9 добываемой жидкостью. За счет того, что длина кожуха 12 соответствует длине устьевого штока 9, исключаются удары муфты 11 о торец кожуха 12, так как в крайнем нижнем положении устьевого штока 9, муфта 11 расположена внутри кожуха 12.

Таким образом, использование предлагаемой полезной модели повышает срок эксплуатации арматуры устьевой скважинной штанговой установки за счет исключения воздействия агрессивной и абразивной среды добываемой жидкости на устьевой шток и сальник, и предотвращения смывания защитной масляной пленки штока добываемой жидкостью.

Арматура устьевая скважинной штанговой установки, содержащая устьевой сальник и устьевой шток, отличающаяся тем, что она снабжена охватывающим устьевой шток кожухом, один конец которого герметично соединен с корпусом устьевого сальника, а второй гидравлически сообщен с полостью колонны насосно-компрессорных труб, при этом длина кожуха соответствует длине штока.