Скважинный штанговый насос с разрядной камерой

Полезная модель относится к нефтегазовой отрасли и может быть применена для добычи нефти из нефтяных скважин с пластовой жидкостью высокой вязкости и наклонно-направленных скважин с большим отклонением от вертикали при большом содержании в пластовой жидкости попутного нефтяного газа.
Наиболее близким аналогом предлагаемого технического решения является скважинный штанговый насос, состоящий из, соединенных между собой, верхнего и нижнего цилиндров разного диаметра, с размещенными в них плунжерами; штока, соединяющего плунжеры; нагнетательных и перепускного клапанов; кожуха со всасывающим клапаном; заглушки нижнего цилиндра; разрядной камеры, образованной в подплунжерной зоне нижнего цилиндра, корпуса со сливными отверстиями, внутри которого размещена подвижная втулка с уплотнительными кольцами и шток с установленным на нем упором с ограничителем (см. RU 173961 U, опуб. 22.09.2017).
Недостатком данной конструкции скважинного штангового насоса является низкая эффективность при добыче пластовой жидкости при высоком содержании в ней попутного нефтяного газа, вызванная большим мертвым пространством (внутренним объемом в насосе между всасывающим и нагнетательным клапанами). При цикле всасывания (при ходе плунжеров вверх) попутный нефтяной газ из-за большого мертвого пространства начинает скапливаться под верхним плунжером и при ходе плунжера вниз не дает жидкости попасть в зону над верхним плунжером. Это приводит к снижению коэффициента наполнения насоса и невозможности эксплуатации таких насосов в нефтяных скважинах с пластовой жидкостью высокой вязкости и наклонно-направленных скважин с большим отклонением от вертикали при большом содержании в пластовой жидкости попутного нефтяного газа.
Технический результат полезной модели заключается в повышении эффективности скважинного штангового насоса за счет снижения его мертвого пространства.
Технический результат достигается тем, что скважинный штанговый насос состоит из, соединенных между собой, верхнего и нижнего цилиндров разного диаметра, с размещенными в них плунжерами; штока, соединяющего плунжеры; нагнетательных и перепускного клапанов; кожуха со всасывающим клапаном; заглушки нижнего цилиндра; разрядной камеры, образованной в подплунжерной зоне нижнего цилиндра, сливного клапана, включающего корпус со сливными отверстиями, внутри которого размещена подвижная втулка с уплотнительными кольцами и шток с установленным на нем упором с ограничителем, при этом, согласно полезной модели, корпус со сливными отверстиями установлен над верхним цилиндром, а подвижная втулка с уплотнительными кольцами выполнена в виде цанги, при этом плунжер в нижнем цилиндре состоит из корпуса, на котором установлены уплотнительные кольца, образующие контактное лабиринтно-щелевое уплотнение между плунжером и нижним цилиндром.
На фиг. 1 показан скважинный штанговый насос (соответственно, его верхняя и нижняя части) для эксплуатации наклонно-направленных скважин с большим отклонением от вертикали и нефтяных скважин с пластовой жидкостью высокой вязкости; на фиг. 2 показана увеличенная область А с фиг. 1; на фиг. 3 показана увеличенная область Б с фиг. 1.
Скважинный штанговый насос состоит из соединенных между собой верхнего 1 и нижнего цилиндров 2 разного диаметра, верхнего 3 и нижнего 4 плунжеров, штока 5, соединяющего плунжеры 3 и 4 и штока 6, соединяющего верхний плунжер 3 с колонной штанг (на фигурах не показана), нагнетательных клапанов 7, перепускного клапана 8, заглушки 9 нижнего цилиндра 2, разрядной (вакуумной) камеры 10, кожуха 11 с всасывающим клапаном 12. Над верхним цилиндром 1 установлен корпус 13 со сливными отверстиями 14. Внутри корпуса 13 установлена подвижная втулка 15, выполненная в виде цанги с лепестками 16 и уплотнительными кольцами 17. На штоке 6 установлен упор 18 подвижной втулки 15 с ограничителем 19. Проточные каналы 20 и 21 служат для прохода жидкости к верхнему плунжеру 3. Нижний плунжер 4 выполнен в виде корпуса 22, на котором установлены уплотнительные кольца 23, образующие контактное лабиринтно-щелевое уплотнение между нижним плунжером 4 и нижним цилиндром 2.
Предлагаемый скважинный штанговый насос с разрядной камерой для эксплуатации наклонно-направленных скважин с большим отклонением от вертикали и нефтяных скважин с пластовой жидкостью высокой вязкости работает следующим образом.
При монтаже оборудования в скважину на колонне насосно-компрессорных труб - НКТ (на фигурах не показана) спускаются в сборе следующие элементы скважинного штангового насоса: корпус 13, с установленной в нем втулкой 15; цилиндры 1 и 2 с кожухом 11 и всасывающим клапаном 12.
Верхний 3 и нижний 4 плунжеры, соединенные между собой штоком 5 с перепускным 8 и нагнетательными клапанами 7, спускаются на насосных штангах (на фигурах не показаны), соединенных штоком 6 с верхним плунжером 3. При этом на штоке 6 установлен упор 18 подвижной втулки 15 с ограничителем 19. При прохождении через цангу подвижной втулки 15 нижнего плунжера 4 и упора 18 лепестки 16 в цанге подвижной втулки 15 раздвигаются и фиксируются на ограничителе 19. При этом подвижная втулка 15 сдвигается вниз, перекрывая сливные отверстия 14. Уплотнительные кольца 17 обеспечивают герметичность.
При движении верхнего плунжера 3 и нижнего плунжера 4 вверх, нагнетательные клапана 7 закрываются, под верхним плунжером 3 создается разряжение и всасывающий клапан 12 открывается. Пластовая жидкость через каналы 20 и 21 поступает в верхний цилиндр 1. При этом в разрядной (вакуумной) камере 10 под нижним плунжером 4 образуется разряжение (вакуум). Перепускной клапан 8 служит для удаления жидкости, которая может скапливаться под нижним плунжером 4 в результате утечек.
При движении верхнего плунжера 3 вниз нагнетательные клапана 7 открываются, а всасывающий клапан 12 закрывается, жидкость из верхнего цилиндра 1 поступает в НКТ. При этом на нижний плунжер 4 начинает действовать давление столба жидкости в НКТ, что приводит к возникновению усилия, направленного вниз, под действием которого осуществляется принудительное движение верхнего плунжера насоса 3 вниз. Таким образом, предотвращается зависание колонны штанг, возникающее из-за большой искривленности скважины и/или высокой вязкости пластовой продукции.
При этом величина усилия, действующего на нижний плунжер 4, зависит от его площади и разницы давления над и под нижним плунжером 4. При этом, поскольку в разрядной (вакуумной) камере 10 при ходе вверх под нижним плунжером 4 создается разряжение (вакуум), то усилие будет определяться давлением столба жидкости в НКТ, и не будет зависеть от давления жидкости в затрубном пространстве.
При проведении демонтажа скважинного штангового насоса при подъеме колонны штанг шток 6 с установленным на нем упором 18 и ограничителем 19 движутся вверх, лепестки 16 цанги подвижной втулки 15 упираются в верхнюю часть выступа упора 18 и подвижная втулка 15 перемещается вверх, открывая тем самым сливные отверстия 14. Добываемая жидкость из НКТ сливается в затрубное пространство, что упрощает демонтаж скважинного штангового насоса из скважины, в частности, при проведении ремонтных работ по его замене.
При дальнейшем подъеме под усилием лепестки 16 цанги подвижной втулки 15 раздвигаются и шток 6 с упором 18, ограничителем 19, верхним 3 и нижним 4 плунжерами и соединительным штоком 5 поднимается на поверхность.
Исполнение подвижной втулки 15 в виде цанги с лепестками 16 позволяет разместить корпус 13 со сливными отверстиями 14 над верхним цилиндром 1, кроме того, значительно упрощая конструкцию сливного клапана.
При этом размещение корпуса 13 со сливными отверстиями 14 над верхним цилиндром 1 позволяет уменьшить объем мертвого пространства между всасывающим клапаном 12 и нагнетательными клапанами 7, что в свою очередь увеличивает коэффициент наполнения насоса при добыче пластовой жидкости высокой вязкости и наклонно-направленных скважин с большим отклонением от вертикали при большом содержании в пластовой жидкости попутного нефтяного газа.
Использование в нижнем цилиндре 2 плунжера 4 выполненного в виде корпуса 22, на котором установлены уплотнительные кольца 23, образующие контактное лабиринтно-щелевое уплотнение между нижним плунжером 4 и нижним цилиндром 2, позволяет уменьшить длину плунжера и, следовательно, цилиндра. Такое техническое решение позволяет более чем на один метр еще уменьшить расстояние между всасывающим клапаном 12 и нагнетательными клапанами 7, чем дополнительно уменьшить соответствующий объем мертвого пространства.
Именно все конструктивные особенности одновременно: выполнение подвижной втулки с уплотнительными кольцами в виде цанги, расположение корпуса со сливными отверстиями над верхним цилиндром и выполнение нижнего плунжера с корпусом, на котором установлены уплотнительные кольца, образующие контактное лабиринтно-щелевое уплотнение между нижним плунжером и нижним цилиндром, позволяют максимально уменьшить мертвое пространство штангового насоса, тем самым повысить его эффективность. Использование какого-либо одного из указанных признаков предлагаемого технического решения, не позволит достигнуть максимальной эффективности скважинного штангового насоса при эксплуатации скважин с пластовой жидкостью высокой вязкости и наклонно-направленных скважин с большим отклонением от вертикали при большом содержании в пластовой жидкости попутного нефтяного газа.
Предлагаемая конструкция скважинного штангового насоса с разрядной камерой изготовлена и испытана сначала в лабораторных, а затем и в промысловых условиях. Промысловые испытания подтвердили теоретические расчеты и результаты лабораторных испытаний предлагаемой конструкции насоса, доказав повышение эффективности до 30% предлагаемой конструкцией скважинного штангового насоса относительно наиболее близкого аналога. Таким образом, предлагаемая полезная модель позволяет повысить эффективность скважинного штангового насоса за счет снижения его мертвого пространства.
Проведенный патентный поиск показал, что в уровне техники отсутствуют аналоги, содержащие всю совокупность существенных признаков заявляемой полезной модели, следовательно, предлагаемое техническое решение отвечает условию патентоспособности «новизна».
Скважинный штанговый насос с разрядной камерой может быть изготовлен из известных и широко применяемых в нефтегазовой отрасли материалов, а также путем выполнения стандартных операций на общеизвестном оборудовании, позволяющем изготавливать компоненты предлагаемого насоса. Таким образом, предлагаемое техническое решение отвечает условию патентоспособности «промышленная применимость».
Следует понимать, что после рассмотрения специалистом приведенного описания с примером осуществления скважинного штангового насоса для эксплуатации наклонно-направленных скважин с большим отклонением от вертикали и нефтяных скважин с пластовой жидкостью высокой вязкости, а также сопроводительных чертежей для него станут очевидными другие изменения, модификации и варианты реализации заявленной полезной модели. Таким образом, все подобные изменения, модификации и варианты реализации, а также другие области применения, не имеющие расхождений с сущностью настоящей полезной модели, следует считать защищенными настоящей полезной моделью в объеме прилагаемой формулы полезной модели.