НАГНЕТАТЕЛЬНЫЙ КЛАПАННЫЙ УЗЕЛ СКВАЖИННОГО ШТАНГОВОГО НАСОСА

Изобретение относится к гидромашиностроению, в частности к скважинным штанговым насосам для добычи нефти, и может быть использовано для повышения эффективности работы скважинного штангового насоса при добыче нефти со значительным содержанием свободного попутного нефтяного газа у приема насоса.
Нагнетательный клапанный узел скважинного штангового насоса содержит корпус клапана, прикрепленный к нагнетательному концу цилиндра насоса резьбовым соединением, в клетке которого размещены седло клапана, запорный элемент, через который проходит приводной шток, выполненный в виде втулки. Клапанный узел отличается от известных тем, что запорный элемент выполнен в виде цилиндра с коническим вставным наконечником с проходным каналом для штока, уплотнение которого от действия высокого давления жидкости обеспечивается щелевым уплотнением «цилиндр-шток». Корпус клапана выполнен удлиненным, чтобы в его клетке мог совершать рабочие движения подъема и посадки цилиндр длиной 1,2 м.
Наиболее близким по своему техническому решению по предъявляемым требованиям является конструкция нагнетательного клапанного узла при наличии приводного штока по патенту РФ №2433304 «Скважинный штанговый насос» (приоритет изобретения 08.09.2010) [1]. Клапан, установленный на верхнем конце цилиндра и играющий роль нагнетательного, выполнен в виде полой втулки, надетой на штанги плунжера (общепринятое название - шток плунжера) с возможностью герметичного продольного перемещения и герметичного взаимодействия с седлом сверху. Причем втулка изготовлена с достаточным весом для продольного перемещения по штанге (по штоку) вниз в скважинной жидкости под собственным весом. Предлагаемый скважинный штанговый насос, по мнению авторов, позволяет работать с повышенным КПД, с вязкими скважинными жидкостями и с жидкостями, содержащими парафины, асфальты и смолы, а также с сильно газированными жидкостями. Однако конструкция клапанного узла имеет существенные недостатки. Во-первых, конструкция представлена для трубных насосов и не имеет верхнего ограничителя хода втулки. Поэтому ввиду трения об штангу (об шток) втулка может подняться на высоту хода и потерять функцию уплотнителя штока; во-вторых, конструкция не обеспечивает соосности штока и плунжера, следовательно, при деформациях изгиба нижней части колонны штанг из-за эффекта Лубинского, неизменно сопутствующих работе насосной установки, герметичность нагнетательного клапана будет отсутствовать.
Близким по конструктивному исполнению и ожидаемому результату от внедрения насоса, является нагнетательный клапанный узел при наличии приводного штока по патенту на ПМ №119407, так же представленного в составе скважинного штангового насоса [2]. В нем «в верхней части цилиндра установлен дополнительный клапан, состоящий из конусной седловины и запорного элемента в виде утяжеленной проходной втулки, сквозь которую свободно движется полированная часть соединительной штанги с тем, чтобы посадка запорного элемента на седловину клапана осуществлялась по окружности». Практическое применение данной модели имеет реальные контуры, она реализована в ЗАО ЭЛКАМ-нефтемаш для предупреждения попадания песка в зазор плунжерной пары. Тем не менее, она так же имеет недостатки. Запорный элемент клапана представлен втулкой незначительной длины по сравнению с контактной длиной плунжерной пары скважинного насоса, обусловливающий короткий зазор пары «втулка-шток», приводящей к возможной утечке жидкости через него.
Техническим результатом полезной модели является предотвращение обратного потока жидкости в седле клапанного узла и уплотнения штока, соединяющего колонну штанг с плунжером, которое бы удовлетворяло ее функциональному назначению по герметизации в качестве обратного клапана. В то же время клапанный узел должен иметь достаточную долговечность, т.е. должен оставаться работоспособным на период работоспособного состояния скважинного штангового насоса. Таким устройством может быть только прецизионная плунжерная пара, аналогичная паре скважинного штангового насоса.
Задача решена тем, что в известной конструкции скважинного штангового насоса по патенту на ПМ №119407, состоящего из цилиндра, рабочего плунжера с соединительным штоком, всасывающего и нагнетательного клапанов, дополнительного обратного клапанного узла на верхнем конце цилиндра насоса, запорный элемент выполнен в виде цилиндра с коническим вставным наконечником с проходным каналом для штока, уплотнение которого от действия высокого давления жидкости обеспечивается прецизионным щелевым уплотнением «цилиндр-шток»; причем обратный клапанный узел выполнен с удлиненным корпусом, чтобы в его клетке мог совершать рабочие ходы подъема и посадки укороченный насосный цилиндр длиной 1,2 м.
Раскрытие полезной модели
Проблема, которая подтолкнула к изобретению данной модели, существует в конструкции серийного скважинного штангового насоса, которая обусловлена месторасположением всасывающего и нагнетательного клапанов. В отличие от наземных поршневых насосов, в скважинном штанговом насосе всасывающий клапан помещен в цилиндре насоса, нагнетательный - в движущемся плунжере. Такая компоновка отрицательно влияет на процессы всасывания и нагнетания насоса, точнее - в условиях, когда насос откачивает нефть со значительным содержанием свободного газа, нагнетание продукции скважины из рабочей камеры в подъемную колонну начинается лишь после превышения давления во всасывающей камере над давлением столба жидкости в подъемной колонне. Между тем, за это время плунжер проходит значительное расстояние, и этот ход плунжера сопровождается опусканием столба жидкости вслед за ним, на подъем которого в следующем цикле хода плунжера вверх снова затрачивается дополнительная работа («сизифов труд»).
Такие же негативные процессы происходят и при всасывании: поступление продукции скважины в рабочий цилиндр начинается после снижения давления в нем от нагнетательного до всасывания, т.е. после прохождения плунжером некоторого расстояния, что снижает рабочий объем цилиндра.
В предложенной модели эти недостатки серийного скважинного штангового насоса устранены размещением узла нагнетательного клапана в нагнетательном конце цилиндра насоса, позволяющим один раз поднятую жидкость в подъемную колонну отсечь от движущегося плунжера. Однако при этом возникает проблема уплотнения приводного штока, не позволяющего применить при этом существующие конструкции клапанов. Сущность изобретения сводится к решению этой проблемы. Она решается тем, что запорный элемент выполнен в виде цилиндра с коническим вставным наконечником с проходным каналом для штока, уплотнение которого от действия высокого давления жидкости обеспечивается прецизионным щелевым уплотнением «цилиндр-шток»;
Нагнетательный клапанный узел скважинного штангового насоса содержит корпус клапана 6 с клеткой 7, прикрепленный резьбовым соединением к верхнему концу цилиндра насоса 1, седло клапана 2, запорный наконечник 3, прикрепленный к цилиндру 4, через который проходит шток 5, связывающий плунжер с колонной насосных штанг. Нагнетательный клапанный узел отличается от прототипа тем, что запорный элемент выполнен в виде цилиндра с коническим вставным наконечником с проходным каналом для штока, уплотнение которого от действия высокого давления жидкости обеспечивается щелевым уплотнением «цилиндр-шток».
Корпус клапана 6 выполнен удлиненным, чтобы в его клетке, мог совершать рабочие движения подъема и посадки цилиндр длиной 1,2 м. Техническим результатом новшества являются:
- повышение производительности скважинного штангового насоса за счет увеличения рабочей камеры скважинного насоса при ходе всасывания;
- снижение совершаемой работы на подъем продукции скважины, которое достигается предупреждением обратного движения столба жидкости за нисходящим ходом плунжера. В серийной конструкции скважинного штангового насоса опускавшуюся вслед за плунжером продукцию снова поднимаем при следующем ходе плунжера вверх, дополнительно затратив при этом работу; в предложенной конструкции это отсутствует;
- предложенная конструкция дает возможность подвесить при необходимости хвостовик к плунжеру, что расширит возможности скважинного штангового насоса при добыче высоковязкой нефти.
Краткое описание чертежей
Позиции составных элементов нагнетательного клапанного узла скважинного штангового насоса вставного типа при наличии приводного штока приведены на фиг.1.
Нагнетательный клапанный узел включает: 1 - верхняя конечность цилиндра СШН; 2 - седло клапана; 3 - запорный элемент клапана; 4 - цилиндр для щелевого уплотнения штока; 5 - шток соединительный колонны штанг к плунжеру; 6 - корпус нагнетательного клапана; 7 - клетка в корпусе клапана.
Осуществление полезной модели
Полезная модель осуществляется на скважинном насосе типа НВ путем замены корпуса с клеткой для запорного элемента клапана на удлиненный вариант с тем, чтобы в его клетке мог совершать рабочие движения ограниченного подъема и посадки цилиндр длиной 1,2 м.
Скважинный штанговый насос с нагнетательным клапанным узлом новой конструкции спускают при очередном подземном ремонте в скважину. Технология спуска в скважину и обслуживания при эксплуатации ничем не отличается от серийных насосов, дополнительные меры не требуются.
Действие устройства (работы) заключается в следующем.
Работа скважинного штангового насоса с предложенной моделью узла нагнетательного клапанного при наличии приводного штока принципиально не отличается от работы поршневых насосов простого действия: ход нагнетания совершается при движении плунжера вверх, а всасывания - при движении вниз. Скважинный штанговый насос, таким образом, превратился из дифференциального действия в простого, тем самым освободившись от недостатков дифференциального, главным недостатком которого является сжатие нижней части колонны штанг при ходе вниз, которое явилось компенсацией дополнительной дифференциальной подачи. Это связано с тем, что при ходе вниз в серийной конструкции плунжер встречает сопротивление давления нагнетания, то в предложенной конструкции - давление всасывания. В записи динамограммы это отражается как повышение минимальной нагрузки, с вытекающим отсюда последствием - сужением динамограммы, что означает снижение работы на подъем жидкости. На фиг.2 приведены динамограммы скважинных насосных установок серийного и опытного (по ПМ) исполнения, откачивающих газированную жидкость.
На динамограмме четко видно: полезный ход нагнетания у опытного насоса с усовершенствованным нагнетательным клапаном увеличился с 670 мм до 850, т.е. на 850-670=180 мм. Максимальная нагрузка на головке балансира уменьшилась с 4560 кгс до 3660, т.е. на 900 кгс, минимальная, наоборот, вырос с 1460 кгс до 2190, т.е. на 730 кгс,
Сэкономленная работа за один ход при этом составит
A=(900+730)*9,81*2,5=39975,75 Н*м.