ШТАНГОВЫЙ НАСОС ДЛЯ ДОБЫЧИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ

Предложение относится нефтедобывающей промышленности для добычи высоковязкой нефти.
Известен «Штанговый насос с управляемыми клапанами для добычи высоковязкой нефти» (патент RU №2211374, F04B 47/00, опубл. Бюл. №24 от 27.08.03 г.), содержащий цилиндр, всасывающий клапан, плунжер, нагнетательный шток-клапан с толкателем, при этом цилиндр, поджатый пружиной сверху, снабжен центрирующим устройством и выполнен с возможностью осевого перемещения внутри кожуха, который жестко соединен с колонной труб, при этом всасывающий клапан состоит из седла цилиндра и запорного элемента с проходным каналом кожуха, причем между цилиндром и кожухом установлен герметизирующий узел.
Недостатками данного устройства являются сложность изготовления сложность конструкции, металлоемкость, уменьшение рабочего хода, связанного с перемещением цилиндра, а также невозможность использования деталей стандартного штангового насоса при его изготовлении, при этом при выходе из строя всасывающего штока-клапана весь насос выходит из строя.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является «Штанговый насос для добычи высоковязкой нефти» (патент RU №55892, F04B 47/00, опубл. Бюл. №24 от 27.08.2006 г.), содержащий цилиндр, всасывающий клапан с седлом, плунжер, нагнетательный шток-клапан с толкателем, взаимодействующим с плунжером, при этом всасывающий клапан выполнен нормально закрытым и поджатым к седлу, а шток-клапан жестко соединен с колонной штанг через толкатель, который установлен в плунжер с возможностью ограниченного осевого перемещения.
Недостатками данного устройства являются высокие стартовые нагрузки (усилие страгивания) после остановки плунжера в верхней или нижней мертвой точке и то, что при выходе из строя всасывающего штока-клапана весь насос выходит из строя.
Технической задачей предлагаемой полезной модели является увеличения срока работы до выхода из строя за счет дублирования нагнетательных клапанов и снижение тяговой нагрузки после остановки плунжера в верхней или нижней мертвой точке.
Техническая задача решается штанговым насосом для добычи высоковязкой нефти, содержащий цилиндр, всасывающий нормально закрытый клапан, основной плунжер, основной нагнетательный шток-клапан, взаимодействующий с плунжером, установленный в основной плунжер с возможностью ограниченного осевого перемещения и жестко соединенный с колонной штанг.
Новым является то, что ниже основного плунжера установлен дополнительный плунжер с установленным аналогично основному дополнительным штоком-клапаном, который жестко и соосно соединен с основным штоком-клапаном, причем ограниченное осевое перемещение основного штока-клапана в основном плунжере отличается от 0 до 10% от ограниченного перемещения дополнительного штока-клапана в дополнительном плунжере.
Новым является так же, то, что количество дополнительных плунжеров со штоками клапанами, установленным последовательно друг над другом, не менее одного, причем суммарная длина плунжеров не превышает длины стандартного плунжера, используемого для цилиндра штангового насоса, а суммарная максимальная длина ограниченных перемещений дополнительных штоков-клапанов в соответствующих дополнительных плунжерах не превышает 10% основного штока-клапана в основном плунжере.
На Фиг.1 схематично изображена нижняя часть штангового насоса с плунжером в продольном разрезе при перемещении колонны штанг вниз.
На Фиг.2 изображено сечение А-А плунжерного насоса.
Штанговый насос для добычи высоковязкой нефти, содержащий цилиндр 1(см. Фиг.1), нормально закрытый всасывающий клапан 2, поджатый к седлу 3 пружиной 4, основной плунжер 5, основной нагнетательный шток-клапан 6, взаимодействующий с плунжером 5, установленный в основной плунжер 5 с возможностью продольного перемещения ограниченного благодаря упору 7 осевого, благодаря крыльчатке 8 (см Фиг.2), перемещения и жестко соединенный с колонной штанг 9 (см. Фиг.1). Ниже основного плунжера 5 установлен дополнительный плунжер 10 с установленным аналогично основному 6 дополнительным штоком-клапаном 11, содержащим свои дополнительные упор 12 и крыльчатку 13. Дополнительный шток-клапан 11 жестко (например, при помощи резьбы, или при помощи поперечного штифта и т.п.) и соосно соединен с основным штоком-клапаном 6, причем ограниченное осевое перемещение L1 основного штока-клапана 6 в основном плунжере 5 отличается от 0 до 10% от ограниченного осевого перемещения L2 дополнительного штока-клапана 11 в дополнительном плунжере 10, и выражается формулой:
где L1 - ограниченное осевое перемещение основного штока-клапана 11 в основном плунжере 10, мм;
L2 - ограниченное осевое перемещение дополнительного штока-клапана в дополнительном плунжере 10, мм;
n=0%÷10% от L2, мм.
Такое выполнение штоков-клапанов 6 и 11 упрощает их изготовление, так как не требует точной подгонки и применения высокоточного оборудования. При этом минимальное ограниченное перемещение L1 или L2 штока-клапана 6 или 11 выбирается таким образом, чтобы сопротивление потоку высоковязкой нефти было примерно одинаковым как в районе упора 7 или 12, как при прохождении внутри плунжера 5 или 10 через крыльчатку 8 или 13, так и в районе открытого штока-клапана 6 или 11. Отклонение более 10% в перемещениях штоков-клапанов 6 и 11 внутри соответствующих плунжеров 5 и 10 приводит к лишним затратам материалов для изготовления большего штока-клапана 11 или 6, а также к увеличению нагрузки на меньший шток-клапан 6 или 11, так как он будет более длительное время один держать весь столб перекачиваемой высоковязкой нефти в начальный период движения колонны штанг 9 вверх, что может привести к его преждевременному выходу из строя. При этом, чем меньше вязкость добываемой нефти, чем меньше (вплоть до нуля) может быть разброс в величинах перемещений L1 и L2.
Для тяжелых условий, где в продукции пласта много абразивных составляющих и агрессивных веществ (например, песок, реагенты - остатки после кислотной обработки, разрушенная гидроразрывом порода, сероводород и т.п.) количество дополнительных плунжеров 10 со штоками клапанами, не установленными последовательно друг над другом, должно быть не менее одной пары (для особо агрессивных сред до 4 пар). Суммарная длина плунжеров не должна превышать длины стандартного плунжера, используемого для цилиндра штангового насоса, а усредненная длина ограниченных перемещений дополнительных штоков-клапанов в соответствующих дополнительных плунжерах не превышает 10% основного штока-клапана в основном плунжере.
Причем на практике для изготовления штангового насоса применили цилиндр 1 и плунжеры 5 и 10 от стандартного штангового насоса. При этом цилиндр 1 оснастили поджатым пружиной 4 к седлу 3 всасывающим клапаном 2, а суммарную длину плунжеров 5 укоротили (для добычи высоковязкой нефти достаточно укороченных плунжеров 5 и 10), обработали внутреннюю полость и оснастили соответствующими штоками-клапанами 6 и 11.
Штанговый насос работает следующим образом.
Штанговый насос помещают на заданную глубину в скважину (на Фиг.1 и 2 не показана) и сообщают возвратно-поступательные движения колонне штанг 9 (см. Фиг.1), например, при помощи станка - качалки или цепного привода (на Фиг. не показаны). При перемещении колонны штанг 9 штоки-клапаны 6 и 11 взаимодействуя упорами 7 и 12 с соответствующими плунжерами 5 и 11, перемещают их последовательно из-за разности перемещений L1 и L2 вниз относительно цилиндра 1. Так как плунжеры 5 и 11 начинают движение не одновременно, то тяговая нагрузка (усилие) на их страгивание из верхней мертвой точки значительно уменьшается, так как площадь контакта отдельного плунжера 5 или 10 с цилиндром 1 меньше суммарной площади контакта. При этом штоки-клапаны 6 и 11 находятся в открытом состоянии, а всасывающий клапан 2 - в закрытом состоянии, то есть всасывающий клапан 2 плотно прижат пружиной 4 к седлу 3, несмотря на вязкость добываемой нефти и наклон корпуса 1 относительно вертикали. Продукция скважины (высоковязкая нефть) из подплунжерной полости цилиндра 1 перетекает в надплунжерную.
При перемещении вверх колонны штанг 9 штоки-клапаны 6 и 11, взаимодействуя с соответствующими плунжерами 5 и 11, перемещают их последовательно из-за разности перемещений L1 и L2 вверх относительно цилиндра 1, также уменьшая усилие страгивания из нижней мертвой точки. При этом штоки-клапаны 6 и 11, находясь в закрытом состоянии, создают разрежение под плунжером 5, открывая клапан 2, который, преодолевая сопротивление пружины 4, втягивает продукцию скважины в цилиндр 1. При этом продукция скважины, находящаяся в цилиндре 1 над основным плунжером 5, поднимается к устью (на Фиг.1 и 2 не показано) скважины, где и отбирается в трубопроводы или емкости (на Фиг.1 и 2 не показаны).
Повторение циклов возвратно поступательных перемещений колонны штанг 9 позволяет производить постоянный отбор высоковязкой нефти.
Для тяжелых условий, где в продукции пласта много абразивных составляющих и агрессивных веществ (например, песок, реагенты - остатки после кислотной обработок, разрушенная гидроразрывом порода, сероводород и т.п.) количество дополнительных плунжеров 10 со штоками клапанами 11, установленными последовательно друг над другом, должно быть не менее одной пары (для особо агрессивных сред до 4 пар) (на Фиг.1 и 2 не показаны). Суммарная длина плунжеров не должна превышать длины стандартного плунжера для цилиндра, используемого для изготовления этого штангового насоса. Для эффективной работы такого штангового насоса из практики выведено, что усредненная длина ограниченных перемещений дополнительных штоков-клапанов 11 в соответствующих дополнительных плунжерах 10 по модулю не превышает 10% перемещение L1 основного штока-клапана 6 в основном плунжере 5, и выражается формулой:
где k - количество пар дополнительных штоков-клапанов 6 в дополнительных плунжерах 5;
L1 - ограниченное осевое перемещение основного штока-клапана 6 в основном плунжере 5, мм;
L2 - ограниченное осевое перемещение дополнительного штока-клапана 6 в дополнительном плунжере 5, мм;
∑L2 - сумма всех ограниченных осевых перемещений дополнительных штоков-клапанов 6 в дополнительных плунжерах 5, мм;
m=10% от L1, мм.
Использование двух плунжеров 5 и 10 со штоками-клапанами 6 и 11, позволяет уменьшить вероятность пропускания добываемой нефти при работе, а также увеличить срок службы насоса, так как при выходе из строя одного штока-клапана 6 или 11, работоспособность штангового насоса не будет нарушена, то есть межремонтный период увеличивается не менее чем в два раза.
Технической задачей предлагаемой полезной модели является увеличения срока работы до выхода из строя за счет дублирования нагнетательных клапанов и снижение тяговой нагрузки после остановки плунжера в верхней или нижней мертвой точке.
Использование предлагаемого штангового насоса позволяет увеличить срок работы до выхода из строя за счет дублирования нагнетательных клапанов и снизить тяговые нагрузки после остановки плунжера в верхней или нижней мертвой точке.