СКВАЖИННЫЙ ШТАНГОВЫЙ НАСОС ДЛЯ ДОБЫЧИ ВЯЗКОЙ НЕФТИ

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к скважинным штанговым насосам, используемым для поднятия вязкой нефти на поверхность.
Известен скважинный штанговый насос, содержащий цилиндр с всасывающим клапаном, полый плунжер с нагнетательным клапаном, размещенный в цилиндре и разделяющий его полость на всасывающую и нагнетательную полости, и отверстия для периодического сообщения всасывающей полости цилиндра с полостью плунжера, при этом часть всасывающей полости цилиндра образована его внутренней поверхностью, охватывающей нижний конец плунжера и имеющей диаметр, превышающий диаметр наружной поверхности плунжера, а отверстия для периодического сообщения всасывающей полости цилиндра с полостью плунжера выполнены в стенке нижнего конца плунжера (патент RU №2340792, МПК F04B 47/00, опубл. 10.12.2008).
Однако наличие на нижнем конце цилиндра внутренней полости, имеющей больший диаметр, чем у плунжера данного насоса, значительно увеличивает металлоемкость конструкции, следовательно, повышает стоимость изделия и снижает коэффициент полезного действия (КПД) установки, так как при нахождении бокового отверстия плунжера в зоне расширения цилиндра во время рабочего хода работа по поднятию жидкости не осуществляется. При работе с сильногазированными жидкостями (например, летучей нефтью или газоконденсатом) происходит резкое падение пластового давления, что нежелательно для освоения пласта. Кроме того, при необходимости обслуживания и/или ремонта насоса необходимо поднимать на поверхность плунжер и цилиндр с клапанами, что требует дополнительных затрат на обслуживание при работе с высоковязкими нефтями, содержащими парафины, асфальтены и смолы. А работа клапанов только под действием собственного веса и потока жидкости с высоковязкими нефтями приводит к их быстрому выходу из строя (всплытию клапанов и залипанию в верхнем - открытом положении).
Наиболее близким аналогом является скважинный штанговый насос, содержащий цилиндр с седлом, связанный верхней частью с колонной насосно-компрессорных труб, плунжер, размещенный в цилиндре с образованием надплунжерной и подплунжерной камер и соединенный с колонной штанг, имеющей упор, нагнетательный клапан, подвижно расположенный на колонне штанг между упором и плунжером и выполненный кольцевым, с диаметром, превышающим диаметр плунжера, всасывающий клапан, сообщающий надплунжерную камеру с внутрискважинным пространством, и ограничитель хода вверх нагнетательного клапана, выполненный в виде цанги, установленной в колонне труб (патент RU №1588024, МПК F04B 47/02, опубл. 27.03.1996).
Однако размещение всасывающего клапана известного насоса на боковой поверхности цилиндра с малыми в поперечном сечении пропускными каналами из-за ограниченного внутренним диаметром скважины расстояния от наружной стенки цилиндра приводит к быстрой кольматации при работе с вязкими нефтями, содержащими парафины, асфальтены и смолы, после чего необходимо для обслуживания и/или ремонта насоса поднимать на поверхность плунжер и цилиндр с клапанами, что требует дополнительных затрат на спускоподъемные операции. Кроме того, нагнетательный и всасывающий клапаны работают только под действием собственного веса и потока жидкости, что при работе с высоковязкими нефтями приводит к быстрому их выходу из строя (всплытию клапанов и залипанию в верхнем - открытом положении). Также известный насос не может быть использован в скважинах со сложным, в том числе с наклонным и/или горизонтально-наклонным профилем из-за наличия шарикового самодействующего всасывающего клапана и не отцентрированного нагнетательного клапана, так как самодействующие клапаны в таких условиях работают ненадежно, а штанги располагаются с отклонением от центра цилиндра, что приведет к невозможности герметичного закрытия нагнетательного кольцевого клапана. При этом нагнетательный клапан для герметизации его подвижного соединения с колонной неполированных штанг необходимо использование специального герметизирующего узла, часто требующего обслуживания или замены.
Задачей настоящего предложения является создание надежного в работе за счет использования унифицированных деталей и простого в обслуживании насоса с высоким КПД и расширенными технологическими возможностями.
Техническим результатом, достигаемым полезной моделью, является высокая надежность за счет использования унифицированных деталей для герметизации подвижных соединений, возможность подъема при ремонте и/или обслуживании только плунжера со всеми принудительно закрывающимися и открывающимися клапанами и ограничителем хода, а также работы с высоковязкими нефтями и в скважинах со сложным профилем.
Поставленная задача решается, а технический результат достигается тем, что плунжер выполнен полым, всасывающий клапан оснащен толкателем, жестко соединенным через дополнительный плунжер меньшего диаметра с колонной штанг и вставленным внутрь плунжера с возможностью продольного перемещения, ограниченного сверху наружным выступом толкателя, а снизу - всасывающим клапаном, перекрывающим полость плунжера при перемещении вверх, в цилиндре выполнена кольцевая выборка под ограничитель хода, подпружиненный наружу и выполненный заодно целое с нагнетательным клапаном, снабженным дополнительным цилиндром меньшего диаметра под дополнительный плунжер.
На фиг.1 изображен предлагаемый скважинный штанговый насос с цанговым ограничителем. На фиг.2 - разрез А-А насоса.
Скважинный штанговый насос для добычи вязкой нефти содержит цилиндр 1 (фиг.1) с седлом 2, связанный верхней частью муфтой 3 с колонной насосно-компрессорных труб 4, полый плунжер 5, размещенный в цилиндре 1 с образованием надплунжерной камеры 6 и соединенный через дополнительный плунжер 7 меньшего диаметра с колонной штанг 8, имеющей упор 9, нагнетательный клапан 10, подвижно расположенный на дополнительном плунжере 7 между упором 9 и плунжером 5 и выполненный кольцевым, с диаметром, превышающим диаметр плунжера 5, всасывающий клапан 11, сообщающий надплунжерную камеру 6 с внутрискважинным пространством 12, и подпружиненный ограничитель 13 хода вверх нагнетательного клапана 10, выполненный, например, в виде цанги. Всасывающий клапан 11 оснащен толкателем 14, жестко соединенным через дополнительный плунжер 7 с колонной штанг 8 и вставленным внутрь плунжера 5 с возможностью продольного перемещения, ограниченного сверху наружным выступом 15 толкателя 14, а снизу - всасывающим клапаном 11, перекрывающим полость 16 плунжера 5 при перемещении вверх. В цилиндре 1 выполнена кольцевая выборка 17 под ограничитель 13 хода, который подпружинен пружиной 18 (цангой) наружу и выполнен заодно целое с нагнетательным клапаном 10. Ограничитель 13 хода может быть расположен сверху нагнетательного клапана 10 (фиг.1 не показан) или снизу (фиг.1). Кроме того, нагнетательный клапан 10 оснащают дополнительный цилиндром 19 меньшего диаметра под дополнительный плунжер 7 для обеспечения надежного и долговечного подвижного, герметичного соединения между ними. Для надежной и герметичной посадки нагнетательного клапана 10 в седло 2 при работе в сильно наклонных (более 75° от вертикали) или горизонтальных скважинах 20 (на фиг.1 показана условно) нагнетательный клапан 10 может быть дополнительно защищен от смещения от оси цилиндра 1 при помощи цетраторов 21 (фиг.2).
Описываемый насос работает следующим образом.
В скважину 20 (фиг.1) на колонне труб 4 спускают цилиндр 1 с седлом 2 в необходимый интервал установки. Затем в колонну труб 2 на колонне штанг 8 и дополнительном плунжере 7 спускают плунжер 5 с толкателем 14, клапаном 11 и клапаном 10 с ограничителем 13 его хода до входа плунжера 5 в цилиндр 1 и попадания ограничителя 13 хода нагнетательного клапана 10 в кольцевую выборку 17 под действием веса колонны штанг 8 и при помощи упора 9, опирающегося сверху на нагнетательный клапан 10, для сжатия пружины 18. Спуск колонны штанг 8 осуществляют до взаимодействия нагнетательного клапана 10 с седлом 2 цилиндра 1, что отмечается на индикаторе веса (не показан) на устье скважины 20 снижением веса колонны штанг 8. После чего на устье скважины колонну штанг 8 присоединяют к приводу (например, станок-качалка или цепной привод - не показан), который придает колонне штанг 8 возвратно-поступательное движение, передающееся через дополнительный плунжер 7 и толкатель 14 на плунжер 5. При перемещении колонны штанг 8 вверх относительно цилиндра 1 всасывающий клапан 11 перекрывает полость 16 плунжера 5 и тянет его вверх за колонной штанг 8. В результате в надплунжерной камере 6 создается избыточное давление по отношению к столбу вязкой нефти, находящемуся в колонне труб 4. Нагнетательный клапан 10 под действием перепада давлений открывается - поднимается над седлом 2 цилиндра 1, и вязкая нефть из надплунжерной камеры 6 поступает в колонну труб 4. Во время своего подъема нагнетательный клапан 10 упирается ограничителем 13 хода в верхний край 22 кольцевой выборки 17 и останавливается, в то время как колонна штанг 8 перемещается вверх. При перемещении колонны штанг 8 вниз относительно цилиндра 1 нагнетательный клапан 10 под действием собственного веса и плотной посадки дополнительного плунжера 7 в дополнительном цилиндре 19 вместе с колонной штанг 8 принудительно опускается к седлу 2 цилиндра 1 и закрывается, перекрывая сообщение между колонной труб 4 и надплунжерной камерой 6 и дополнительно прижимаясь к седлу 2 при помощи столба вязкой нефти в колонне труб 4. Одновременно всасывающий клапан 11 перемещается вниз вместе с толкателем 14 и плунжером 5. Затем под действием создаваемого разряжения в надплунжерной камере 6 плунжер 5 останавливается, а всасывающий клапан 11 с колонной штанг 8 перемещается вниз и принудительно открывает полость 16 плунжера 5, сообщая надплунжерную камеру 6 с внутрискважинным пространством 12. После чего наружный выступ 15 толкателя 14 упирается в плунжер 5 (например, через упор-центратор 23) и перемещает его с колонной штанг 8 вниз относительно цилиндра 1. Вязкая нефть через полость 16 плунжера 5 снизу цилиндра 1 перетекает в надплунжерную камеру 6, заполняя ее. Далее возвратно-поступательное перемещение колонны штанг 8 продолжается. В результате вязкая нефть по колонне труб 4 поднимается на поверхность (не показана). Поджатый пружиной 18 наружу центрирует расположение клапана 10 относительно цилиндра 1, исключая неплотное его закрытие при работе насоса в скважинах со сложным профилем (например: наличие искривленных, наклонных и/или наклонно-горизонтальных участков), когда штанги 7 могут располагаться при работе несоосно с цилиндром 1.
Благодаря принудительному закрытию и открытию клапанов 10 и 11 возможность их выхода из строя (не герметичного закрывания или не открывания из-за всплытия и/или залипания) снижается до трех раз (что было выявлено при стендовых испытаниях).
Использование для герметизации подвижного соединения дополнительных плунжера 7 и цилиндра 19 из-за унификации со стандартными типоразмерами удешевляет изготовление насоса и делает это соединение надежным, так как ресурс плунжеров 5 и 7 и цилиндров 1 и 19 сопоставим.
При необходимости проведения ремонтных работ (до 95% случаев из-за выхода из строя клапанов 10, 11 и/или пружины 18 ограничителя 13 хода) или при плановом обслуживании насоса из скважины извлекают на колоне штанг 8 дополнительный плунжер 7, плунжер 5 с толкателем 14 и клапанами 10 и 11, преодолевая усилие пружины 18 ограничителя 13 хода для выхода его из кольцевой выборки 17 при помощи наружного выступа 15, упирающегося в клапан 10 снизу. При этом поднятие цилиндра 1 с колонной труб 4 не обязательно, что убыстряет, упрощает и удешевляет ремонтные работы и/или плановое обслуживание скважинного насоса.
Таким образом, предлагаемый скважинный штанговый насос для добычи вязкой нефти надежен в работе из-за принудительно закрывающихся и открывающихся нагнетательного и всасывающего клапанов и из-за использования дополнительных плунжера и цилиндра для герметизации подвижного соединения, прост обслуживании и за счет возможности подъема при ремонте и/или обслуживании только плунжера со всеми клапанами и ограничителем хода и может быть использован при работе в скважинах со сложным профилем.