ПЛУНЖЕР ШТАНГОВОГО НАСОСА ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ

Предполагаемая полезная модель относится к нефтяной промышленности и может быть использована в скважинах с повышенным износом глубинных насосов.
Известно, что в осложненных условиях скважинной добычи нефти наблюдается повышенный износ плунжерной пары штанговых насосов. Прежде всего повышенный износ может быть вызван наличием значительного количества кварцевого песка, выносимого из пласта, а также кривизной ствола скважины в зоне подвески насоса.
Наиболее близким к предполагаемой полезной модели является установка штангового нефтяного насоса (патент РФ №49923 на полезную модель, 3аявл.11.07.2005 г. Опубл. 10.12.2005 г. БИ №34). Установка предназначена для уменьшения износа плунжера и включает уплотнительные манжеты, надетые на проточный плунжер, которые герметизируют плунжерную пару.
Недостатком указанных манжет является отсутствие интервалов между элементами с меньшим диаметром, в которых бы скапливался абразивный материал, выносимый из пласта.
Целью предполагаемой полезной модели является обеспечение сбора абразивного материала между уплотнительными манжетами, повышение надежности манжет от истирания и снижение коэффициента трения манжет о стенку цилиндра и плунжера.
Поставленная цель достигается тем, что в известном устройстве, содержащем плунжер с нагнетательным клапаном, цилиндр насоса со всасывающим клапаном, колонны штанг и насосно-компрессорных труб, плунжер насоса выполнен ступенчатой формы, нижняя короткая часть которого выполнена диаметром, соответствующим размеру стандартного плунжера, в котором размещен нагнетательный клапан, а основная часть выполнена с меньшим диаметром, на внешней поверхности которой размещены чередующиеся уплотнительные манжеты с внешним диаметром, частично превышающим диаметр цилиндра насоса с установленными между ними стальными шайбами, которые затягиваются втулкой, наворачиваемой на верхний конец плунжера, причем уплотнительные манжеты выполнены из материала «Фторопласт-4» с химической формулой (CF2-CF2)
На фиг. показана схема предполагаемой полезной модели. Плунжер 1 выполнен ступенчатой формы с короткой нижней частью увеличенного диаметра, соответствующему диаметру плунжера стандартного насоса. В нижней части плунжера размещен нагнетательный клапан 2. Основная часть плунжера выполнена меньшего диаметра, позволяющего на нем размещать уплотнительные манжеты 3 из фторопласта и стальные шайбы 4 между ними.
Внешний диаметр манжет 3 незначительно превышает диаметр цилиндра, что обеспечивает их работу с прижатием к цилиндру. Эластичность манжет позволяет вставлятиь плунжер в цилиндр благодаря упругости материала. На конце плунжера имеется резьба, на которую наворачивается втулка 5. С другой стороны во втулку 5 вворачивается штанга (на фигуре не показана) Между втулкой 5 и манжетами 3 размещена втулка без резьбы 6, предупреждающая передачу крутящего момента от втулки 5 к манжетам 3.
После сборки всех манжет 3 и шайб 4 на плунжер 1 вставляется втулка без резьбы 6 и далее наворачивается втулка 5, которая сжимает все манжеты 3 и шайбы 4 в единую систему. Утолщенная нижняя часть ступенчатого плунжера служит центратором для уплотнительных манжет при сборке плунжера.
В работающей скважине с механическими примесями в жидкости они постепенно накапливаются в интервалах между манжетами, чем предупреждается износ насоса в целом.
Кривизна ствола скважины не влияет на износ плунжера благодаря эластичности и упругости манжет. Наконец, малый коэффициент трения материала манжет о сталь позволяет снижать трения в плунжерной паре, особенно в искривленных скважинах.
В таблице 1 приведены заводские технические условия на материал «Фторопласт-4»,показывающие преимущества его применения в скважинных условиях.
Таблица №1.
Физико-механические свойства фторопласта Ф4
Наименование показателя
Ф-4
Плотность, кг/м<sup>3</sup>
2120-2200
Деформация под нагрузкой 10 МПа (24 ч., 22°С),%
Напр. при 10% деформации, МПа
-
Разрушающее напряжение при растяжении, МПа
14,7-34,5
Отн. удлинение при разрыве, %
250-500
Модуль упр. при сжатии, МПа
686,5
Модуль упр. при растяжении, МПа
410
Твердость по Бринелю, МПа
29,4-39,2
Коэффициент теплопроводности, Вт / (м*К)
0,25
Удельная теплоемкость, кДж / (кг*К)
1,04
Коэф, лин. расширения ×10<sup>”5</sup>, °С<sup>”1</sup> от -60 до +20
-
Коэф. лин. расширениях 10<sup>”5</sup>, °C<sup>”J</sup> от -30 до +250
-
Теплостойкость по Вика, С
110
Водопоголощение через 24 ч, %
0,00
Предельное PV, кПа*м/с V=0,05 м/с
-
Предельное PV, кПа*м/с V=0,5 м/с
-
Предельное PV, кПа*м/с V=5 м/с
-
Интенсивность износа, мкг/с
-
Интенсивность износа, мм/км (через 3 ч.)
-
Коэффициент трения по стали
004
В таблице 2 приведены
результаты испытаний описанного плунжера на фонде скважин НГДУ «Джалильнефть» Республика Татарстан.
Показатели наработки на отказ и подачи свидетельствуют о высокой надежности работы насосов и их подачи.
Таблица №2
Данные по работе скважин
№ скв
Типо размер насоса
Глуби на спуска насосам
Длин а хода, м
Число качаний мин
Нагрузка на головку  балансира
Коэффициент наполнения
Коэффициент подачи
Наработка на отказ, сут.
5517
до
25-175-ТНМ-11
1200
2,5
3,8
5009,7
0,91
0,46
874
после
25-175-RHAM
1204
2,5
4,8
4446,2
0,87
0,72
918
28203
до
20-125-RHAM
1150
0,9
2,1
4028,6
0,62
0,55
262
после
20-125-RHAM
1150
1,2
2,1
3739,1
0,83
0,69
199
7202
ДО
25-175-ТНМ-11
1200
2
4,4
5399,3
0,85
0,67
179
после
25-175-RHAM
1200
2,5
4,4
4752,4
0,83
0,62
316