СКВАЖИННЫЙ ШТАНГОВЫЙ НАСОС

Полезная модель относится к нефтяной промышленности и может быть использована для скважинной добычи жидких углеводородов, в том числе высоковязких и парафинистых нефтей.
Из уровня техники известны следующие решения.
Известен насос, который включает в себя колонну насосно-компрессорных труб, колонну штанг, цилиндр с всасывающим клапаном и плунжер с нагнетательным клапаном. Принцип работы данного насоса заключается в движении плунжера из нижней мертвой точки в верхнюю мертвую точку, что является тактом всасывания, для наполнения цилиндра скважинной жидкостью, затем из верхнем мертвой точки в нижнюю мертвую точку, что называется тактом нагнетания, для перетока скважинной жидкости из подпнунжерного пространства в надплунжерное пространство. Таким образом, движение плунжера из нижней мертвой точки в верхнюю мертвую точку и обратно в нижнюю мертвую точку является полным циклом (Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов; Издательство: «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина; Мищенко И.Т.; 2003 год).
Недостатком указанного насоса является отсутствие дополнительной возможности увеличения силы давления на плунжер при совершении такта нагнетания для перетока скважинной жидкости из подплунжерного пространства в надплунжерное пространство. Это снижает эффективность применяемого насоса при добыче вязкой нефти.
Из описания к патенту СССР №855251 (опубликован 15.08.1981) известен скважинный гидроштанговый насос, который содержит цилиндр, разделенный герметичной перегородкой на рабочую и пневмогидравлическую камеру, с установленным в последней поршнем со штоком, проходящим через герметичную перегородку в рабочую камеру, а также всасывающий и нагнетательный клапаны, расположенные в рабочей камере. Пневмогидравлическая камера заполнена газообразной средой под давлением. При ходе поршня вверх, газообразная среда в пневмогидравлической камере сжимается. По достижению верхнего положения поршень под действием газообразной среды, сжатой в пневмогидравлической камере, перемещается вниз.
Отличительной особенностью указанного насоса является отнесение его к скважинным гидроштанговым диафрагменным насосам с использованием полых штанг. Недостатками указанного насоса является наличие большого числа трущихся частей, кратно превышающих количество частей предлагаемого штангового насоса, что непосредственно влияет на срок наработки на отказ. Также, наличие диафрагмы подразумевает ряд недостатков, таких как: ограничение возможности использования данного насоса в скважинах с большим газовым фактором, на большой глубине, с высокой вязкостью скважинной жидкости.
Наиболее близким аналогом к патентуемому решению является штанговая насосная установка, которая содержит колонну насосно-компрессорных труб, колонну насосных штанг, плунжер, дополнительную колонну труб и дополнительный насос, отсекающий клапан, отвод и емкость с маловязкой жидкостью. Насос работает следующим образом: в дополнительную колонну труб предварительно закачивают маловязкую жидкость и при движении плунжера вниз дополнительно создают давление, равное потере напора добываемой высоковязкой нефти, и сбрасывают его при ходе плунжера вверх (см. патент СССР №1270414, опубликован 15.11.1986).
Недостатком наиболее близкого аналога является сложная конструкция и повышенная материалоемкость насоса из-за наличия дополнительной колонны труб и дополнительного насоса.
Технической проблемой, на решение которой направлена заявленная полезная модель, является упрощение конструкции скважинного штангового насоса с увеличением силы давления на плунжер при совершении такта нагнетания для перетока скважинной жидкости из подплунжерного пространства в надплунжерное пространство.
Добыча вязкой нефти осложнена значительными гидравлическими сопротивлениями движению колонны штанг с плунжером вниз и, как следствие, медленному перетоку нефти из подплунжерного пространства цилиндра в надплунжерное через нагнетательный клапан. Механизированная добыча такой нефти без применения дополнительных мер может быть нерентабельной.
Техническим результатом патентуемого решения является упрощение конструкции скважинного штангового насоса при повышении эффективности откачки скважинной жидкости за счет увеличения силы давления на плунжер при такте нагнетания, что способствует увеличению количества циклов в минуту, обеспечивается работа плунжера в максимальном диапазоне хода плунжера, увеличивается скорость откачки скважинной жидкости.
Технический результат достигается за счет использования скважинного штангового насоса, содержащего цилиндр, внутри которого расположен плунжер, выполненный с возможностью совершения возвратно-поступательного движения внутри цилиндра и соединения с колонной штанг. При этом цилиндр содержит всасывающий клапан в нижней части его основания и уплотнитель в его верхней части, а плунжер выполнен полым с нагнетательным клапаном в нижней части его основания и с уплотнителем, установленным на нижнюю часть плунжера с образованием герметично изолированной полости между цилиндром, плунжером и уплотнителями, заполненной текучей средой.
За счет конструкции скважинного штангового насоса, содержащего цилиндр, внутри которого расположен полый плунжер, выполненный с возможностью совершения возвратно-поступательного движения внутри цилиндра и соединения с колонной штанг, цилиндр содержит всасывающий клапан в нижней части его основания, а плунжер - нагнетательный клапан в нижней части его основания, при этом насос содержит два уплотнителя, один из которых установлен на цилиндре, в его верхней части, а второй напрессован на нижнюю часть плунжера с образованием герметично изолированной полости между цилиндром, плунжером и уплотнителями, заполненной текучей средой, обеспечивается создание дополнительной силы давления на плунжер с закрепленным на нем уплотнителем, при такте нагнетания (ходе плунжера вниз), время совершения полного цикла насосом сокращается, обеспечивается работа плунжера в максимальном диапазоне хода плунжера, увеличивается скорость откачки скважинной жидкости при упрощении конструкции скважинного штангового насоса.
В верхней части цилиндра выполнен штуцер для закачки текучей среды в герметично изолированную полость - компенсатор.
В качестве текучей среды может быть использован газ или жидкость.
В случае использования газа в качестве текучей среды, газ сжимается при ходе плунжера вверх (такт всасывания), а при ходе плунжера вниз (такт нагнетания) увеличивает силу давления на плунжер в дополнение к действующей силе тяжести плунжера, колонны штанг и веса столба скважинной жидкости.
В случае использования жидкости в качестве текучей среды, жидкость подается в герметично изолированную полость - компенсатор при ходе плунжера вниз (такт нагнетания), создавая при этом дополнительную силу давления на плунжер и нижний уплотнитель, и перетекает через штуцер и гидравлические шланги в гидроцилиндр на поверхности при ходе плунжера вверх (такт всасывания).
Сущность предложенного технического решения поясняется фигурой, на которой приведен общий вид скважинного штангового насоса.
Скважинный штанговый насос содержит цилиндр 1, закрепленный на колонне насосно-компрессорных труб 6, например, посредством муфты, и полый плунжер 2, установленный внутри цилиндра 1. Цилиндр 1 выполнен с всасывающим клапаном 3 в его нижней части. Верхний конец полого плунжера 2 соединен с колонной штанг 7, например, посредством резьбового соединения, в нижней части полого плунжера выполнен нагнетательный клапан 4. Уплотнитель 8, закрепленный на внутренней стороне цилиндра 1 в его верхней части, и уплотнитель 9, закрепленный на внешней поверхности плунжера 2 в его нижней части, образуют герметично изолированную кольцевую полость 5 между цилиндром 1 и плунжером 2, заполненную текучей средой. В верхней части цилиндра 1 выполнен штуцер 10 для регулировки силы давления на плунжер 2, в герметично изолированной кольцевой полости - компенсаторе 5.
Уплотнители 8, 9 выполнены в виде кольца и могут быть выполнены из промышленной резины, бутадиен-нитрильной резины, силикона, полиуретана и прочих материалов, обладающих высокой износостойкостью, способных работать при больших давлении и температуре, а так же не менять своих свойств при взаимодействии со скважинной продукцией и текучей средой в компенсаторе 5.
При этом верхний уплотнитель 8 может быть выполнен как съемным, так и несъемным, и может крепиться путем как впрессовки в верхнюю часть цилиндра, так и посредством резьбового соединения либо прочими способами, обеспечивающими герметичность компенсатора. Нижний уплотнитель 9 может быть выполнен как съемным, так и несъемным, и может крепиться как путем напрессовки на нижнюю часть плунжера, так и посредством резьбового соединения либо прочими способами, обеспечивающими герметичность компенсатора 5.
Сущность работы скважинного штангового насоса с учетом предложенного технического решения заключается в следующем.
Скважинный штанговый насос спускают в скважину и запускают в работу. Перемещение полого плунжера 2 в цилиндре 1 осуществляется между нижней мертвой точкой (НМТ) и верхней мертвой точкой (ВМТ), что является длиной хода плунжера 2. При ходе плунжера 2 вниз от ВМТ под действием силы тяжести плунжера, колонны штанг 7, веса столба скважинной жидкости и дополнительной силы давления текучей среды компенсатора 5 на плунжер 2 с уплотнителем 9, благодаря которой увеличивается скорость движения плунжера 2 вниз, давление в подплунжерном пространстве цилиндра 1 насоса повышается, всасывающий клапан 3 закрывается, и в определенный момент времени открывается нагнетательный клапан 4. Скважинная жидкость из цилиндра 1 насоса перетекает через плунжер 2 в надплунжерное пространство и далее по колонне штанг 7 на поверхность. При ходе полого плунжера 2 вверх нагнетательный клапан 4 закрывается под действием веса столба скважинной жидкости, находящейся в колонне насосно-компрессорных труб 6. В подплунжерном пространстве цилиндра 1 давление снижается и в определенный момент времени всасывающий клапан 3 открывается; скважинная жидкость поступает в цилиндр 1 (в подплунжерное пространство, которое увеличивается до тех пор, пока плунжер 2 не придет в ВМТ).
В частном случае, реализация полезной модели при использовании в качестве текучей среды газа осуществляется следующим образом.
При ходе полого плунжера 2 вверх нагнетательный клапан 4 закрывается под действием веса столба скважинной жидкости, находящейся в колонне насосно-компрессорных труб 6, а в компенсаторе 5 (герметично изолированной кольцевой полости) происходит сжатие газа. В подплунжерном пространстве цилиндра 1 давление снижается и в определенный момент времени всасывающий клапан 3 открывается; скважинная жидкость поступает в цилиндр 1 насоса, давление в компенсаторе 5 увеличивается за счет сжатия газа. При ходе плунжера 2 вниз под действием силы тяжести плунжера, колонны штанг 7, веса столба скважинной жидкости и дополнительной силы давления сжатого газа в компенсаторе 5 на плунжер 2 и нижний уплотнитель 9, давление в подплунжерном пространстве цилиндра 1 насоса повышается, всасывающий клапан 3 закрывается, и в определенный момент времени открывается нагнетательный клапан 4. Скважинная жидкость из цилиндра 1 насоса перетекает через нагнетательный клапан 4 в надплунжерное пространство и далее по колонне штанг на поверхность. Цикл повторяется.
В частном случае, реализация полезной модели при использовании в качестве текучей среды жидкости осуществляется следующим образом.
При ходе полого плунжера 2 вверх нагнетательный клапан 4 закрывается под действием веса столба скважинной жидкости, находящейся в колонне насосно-компрессорных труб 6, а в компенсаторе 5 (герметично изолированной кольцевой полости) происходит переток рабочей жидкости в полость гидроцилиндра (на фигуре не показан) по принципу сообщающихся сосудов через штуцер 10 и гидравлические шланги (на фигуре не показаны), соединяющие компенсатор 5 и гидроцилиндр на поверхности через штуцер 10. В подплунжерном пространстве цилиндра 1 давление снижается и в определенный момент времени всасывающий клапан 3 открывается; скважинная жидкость поступает в цилиндр 1 насоса, а давление рабочей жидкости в замкнутой системе остается неизменным и рабочая жидкость перемещается из компенсатора 5 в гидроцилиндр на поверхности через штуцер 10. При ходе плунжера 2 вниз под действием силы тяжести плунжера, колонны штанг 7, веса столба скважинной жидкости и дополнительной силы давления рабочей жидкости в компенсаторе 5 на плунжер 2 и нижний уплотнитель 9, давление в подплунжерном пространстве цилиндра 1 насоса повышается, всасывающий клапан 3 закрывается, и в определенный момент времени открывается нагнетательный клапан 4. Скважинная жидкость из цилиндра 1 насоса перетекает через нагнетательный клапан 4 в надплунжерное пространство и далее по колонне штанг 7 на поверхность. Цикл повторяется.
В период эксплуатации насоса динамический уровень скважинной жидкости в скважине поддерживается с расчетом обеспечения депрессии на продуктивный пласт путем изменения режима работы насоса.
Таким образом, заявленное техническое решение позволяет упростить конструкцию скважинного штангового насоса при повышении эффективности откачки скважинной жидкости за счет увеличения силы давления на плунжер при такте нагнетания, что способствует увеличению количества циклов в минуту, обеспечивается работа плунжера в максимальном диапазоне хода плунжера, увеличивается скорость откачки скважинной жидкости.