СКВАЖИННЫЙ ШТАНГОВЫЙ НАСОС ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА

Полезная модель относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для эксплуатации добывающих малодебитных скважин, в том числе с высоким газовым фактором, с обводнившейся и/или высоковязкой продукцией.
Известен скважинный штанговый насос, содержащий цилиндр с размещенным в нем полым плунжером, в нижней части которого установлен нагнетательный клапан, насосную камеру с всасывающим клапаном в нижней части, при этом насос снабжен перепускным каналом с поплавковым клапаном, выполненным с запорным поплавковым элементом и расположенным над ним седлом, отличающийся тем, что цилиндр выполнен со стороны внутренней поверхности ступенчатым, перепускной канал с запорным поплавковым элементом выполнен в нижней части меньшей ступени цилиндра над насосной камерой, причем одно отверстие канала соединено с верхней частью насосной камеры, а другое отверстие канала соединено со скважиной (патент RU №2440513, F04B 47/00, опубл. 20.01.2010).
Недостатками данного насоса являются сложность изготовления насоса с боковым внутренним клапаном и поплавковым элементом, сложность регулирования и подбора поплавкового элемента, низкая надежность из-за постоянного со временем изменения состава добываемой продукции и узкая область применения из-за невозможности работы насоса для добычи продукции, содержащей парфиносмолистые отложения и асфальтены, которые могут налипать на поплавковый элемент и выводить боковой клапан из работы.
Известен глубинный штанговый насос, включающий цилиндр, самоуплотняющийся полый плунжер с нагнетательным клапаном, выполненным в виде штока-клапана с возможностью осевого перемещения, и всасывающий клапан в нижней части цилиндра, отличающийся тем, что в верхней части цилиндра размещен дополнительный нагнетательный клапан, а всасывающий клапан выполнен полнопроходным и нормально открытым, при этом шток-клапан снабжен толкателем, установленным с возможностью взаимодействия с плунжером (патент RU №2172866, F04B 47/00, опубл. 27.08.2001).
Недостатками данного глубинного штангового насоса являются сложность и дороговизна изготовления из-за большого количества сложных и специфичных (то есть мелкосерийных) деталей, а также сложность спускоподъемных операций, так как цилиндр на трубах и плунжер со штангами надо спускать в скважину одновременно, что требует использования стационарного подъемного оборудования с высотой подъема, как минимум, в два раза превосходящей высоту подъема передвижных установок, применяемых для спускоподъемных операций стандартных штанговых насосов.
Известна штанговая скважинная насосная установка для добычи жидкости и газа, включающая кожух, цилиндр с всасывающим клапаном, где установлен плунжер с возможностью открытия в конце его восходящего хода отверстия цилиндра и продольного канала переменного сечения для сообщения подплунжерной полости цилиндра с внутренней полостью насосно-компрессорных труб и обеспечения дросселирования отсепарированной жидкости, отличающаяся тем, что плунжер соединен с насосными штангами при помощи автосцепа, ловильного штока, фильтра и полого штока, пропущенного через внутренний фильтр, который установлен в трубе с упором в цилиндр, а при подъеме насосных штанг - с упором в плунжер, при этом внутренний фильтр в нижней части имеет наружный выступ для предотвращения попадания посторонних частиц и предметов в зону размещения всасывающего и нагнетательного клапанов, а цилиндр в верхней части снабжен радиальными отверстиями, ниже которых на определенном расстоянии размещено дроссельное отверстие, соединенное с внутренней круговой проточкой, предназначенной для разгрузки плунжера в конце его восходящего хода от силы давления жидкости, действующей через дроссельное отверстие, проходное сечение которого подобрано расчетным или экспериментальным путем таким образом, чтобы отсутствовали гидравлические удары в процессе работы и в подплунжерную полость цилиндра за время движения плунжера выше дроссельного отверстия поступало необходимое количество отсепарированной жидкости для получения в каждом цикле откачки максимального коэффициента наполнения, при этом в нижней части цилиндр посредством корпуса всасывающего клапана соединен с нижней муфтой, присоединенной к наружному фильтру с заглушкой и кожуху, который верхним концом связан с верхней муфтой и трубой при помощи муфты-центратора, где имеется внутренний выступ, предназначенный для устранения поперечных перемещений и центрирования цилиндра в кожухе в процессе работы и от попадания посторонних частиц и предметов из внуренней полости насосно-компрессорных труб в зону размещения всасывающего и нагнетательного клапанов (патент RU №2239052, E21B 43/00, F04B 47/00, опубл. 27.10.2004).
Недостатками данной установки являются сложность и дороговизна изготовления из-за большого числа сложных с большим количеством отверстий концентрично установленных деталей и малых диаметров цилиндра и плунжера, что значительно снижает область применения из-за невозможности использования в высокодебитных скважинах, а также малые пропускные сечения в клапанах, которые значительно увеличивают сопротивление потока жидкости и, как следствие снижают коэффициент полезного действия (КПД) при добыче из малодебитных скважин, особенно с высоковязкой и/или обводнившейся (более 80%) продукцией из-за образования эмульсии.
Наиболее близким является скважинный штанговый насос, состоящий из установленного на нижнем конце колонны насосно-компрессорных труб цилиндра со всасывающим клапаном, расположенного в цилиндре с возможностью возвратно-поступательного движения и соединенного с колонной насосных штанг полого плунжера с нагнетательным клапаном нижнего расположения, отличающийся тем, что полый плунжер снабжен продольным внутренним закрытым каналом, нижний конец которого сообщен с подплунжерной полостью цилиндра, а верхний - с надплунжерной полостью колонны насосно-компрессорных труб в момент выхода верхнего конца канала из цилиндра на подходе полого плунжера к его верхнему рабочему положению (патент RU №2290537, F04B 47/00, опубл. 27.12.2006).
Недостатками данного насоса являются сложность изготовления установки внутри плунжера продольного внутреннего закрытого канала, а также малые пропускные сечения в клапанах, которые значительно увеличивают сопротивление потока жидкости и, как следствие снижают КПД при добыче из малодебитных скважин, особенно с высоковязкой и/или обводнившейся (более 80%) продукцией из-за образования эмульсии.
Технической задачей предполагаемой полезной модели является создание простой и дешевой скважинного штангового насоса для добычи нефти и газа с высоким КПД и низким сопротивлением для перетока жидкости и газа во всей его конструкции.
Техническая задача решается скважинным штанговым насосом для добычи нефти и газа, содержащим установленный на нижнем конце колонны труб цилиндр с всасывающим клапаном и расположенный в цилиндре с возможностью возвратно-поступательного движения и соединенный штангами с устьевым приводом полый плунжер с нагнетательным клапаном, оснащенный каналом, сообщающимся с полостью колонны труб в момент выхода из цилиндра на подходе полого плунжера к его верхнему рабочему положению.
Новым является то, что нагнетательный клапан размещен сверху плунжера, который выполнен длиной большей длины максимального рабочего хода устьевого привода, цилиндр оснащен снизу герметичной камерой большего диаметра с всасывающим клапаном, при этом клапаны изготовлены с пропускной способностью не менее пропускной способности плунжера, а канал выполнен в виде как минимум одного бокового отверстия плунжера, размещенного ниже нагнетательного клапана.
Новым является также то, что плунжер снабжен одним или несколькими дополнительными отверстиями, расположенными ниже канала.
На чертеже изображена принципиальная схема насоса.
Скважинный штанговый насос содержит цилиндр 1 с всасывающим клапаном 2, соединенный с колонной труб 3, плунжер 4 с нагнетательным клапаном 5, соединенный штангами 6 с устьевым приводом (на черт, не показан). Нагнетательный клапан 5 размещен сверху плунжера 4, который выполнен длиной L1 большей длины L (на черт.1 не показана) - максимального рабочего хода устьевого привода. Цилиндр 1 оснащен снизу герметичной камерой 7 большего диаметра, в нижней части которой установлен всасывающий клапан 2. Клапаны 2 и 5 изготовлены с пропускной способностью не менее пропускной способности полости плунжера 4 для снижения сопротивления потоку перекачиваемой жидкости. При этом плунжер 4 оснащенный каналом 8, выполненным в виде радиальных отверстий 8 и сообщающимся с полостью колонны труб 3 в момент выхода из цилиндра 1 на подходе полого плунжера 4 к его верхнему рабочему положению.
Скважинный штанговый насос работает следующим образом.
ц
ц
ц
Перед спуском определяют параметры насоса: внутренний диаметр D (на черт, не показан) цилиндра 1, обеспечивающего площадь поперечного сечения S цилиндра 1 (для малодебетных скважин, тем более со сложной продукцией пласта или пластов для снижений нагрузки на штанги 6 выбирают цилиндры 1 с минимальным S и длиной L2, рекомендуется не менее 1 м), под который подбирают плунжер 4 с внутренним диаметром, обеспечивающим площадь поперечного сечения S, производительность, из производительности скважины подбирают длину рабочего хода L устьевого привода и количество его возвратно поступательных перемещений в период времени. Производительность насоса Q определяют по следующей формуле:
3
где Q - производительность насоса в час, м/час;
n - частота работы устьевого привода, 1/час;
η - КПД насоса;
x
3
Q - производительность насоса за одно возвратно-поступательное перемещение плунжера 4, м/n.
x
Производительность насоса за одно возвратно-поступательное перемещение Qплунжера 4 определяют по формуле:
x
3
где Q - производительность насоса за одно возвратно-поступательное перемещение плунжера 4, м/n;
n - частота работы устьевого привода, 1/час;
ц
2
S - внутренняя площадь поперечного сечения цилиндра 1, м;
L - длина рабочего хода устьевого привода, м;
ц
D - внутренний диаметр цилиндра 1, м.
Поле чего подбирают длину L1 плунжера 4, которая для сохранения работоспособности насоса должна быть не менее максимальной длины рабочего хода L устьевого привода (L1>L). Для сохранения герметичности соединения плунжера 4 с цилиндром 1 и исключения избыточной металлоемкости конструкции длину L1 плунжера 4 рекомендуется брать из формулы:
где L1 - рекомендованная длина плунжера 4, м;
L - длина рабочего устьевого привода, м.
При длине L1 плунжера 4 более длины L2 цилиндра 1 (L1>L2) длину L1 плунжера 4 можно рассчитывать по формуле:
где L1 - рекомендованная длина плунжера 4, м;
L - максимальная длина рабочего устьевого привода, м;
L2 - длина цилиндра 1, м.
Длину L3 камеры 7 от нижней кромки цилиндра 1 до всасывающего клапана 2 при длине L2 цилиндра 1 больше длины L1 плунжера 4 (L2>L1) для экономии материалов выбирают равной:
где L3 - рекомендованная длина камеры 7 от нижней кромки цилиндра 1 до всасывающего клапана 2, м.
При длине L1 плунжера 4 более длины L2 цилиндра 1 (L1>L2) длину L3 камеры 7 выбирают не менее длины L1 плунжера 4 без длины L2 цилиндра 1 (L≥L1-L2). Длину L3 камеры 7 при этом рассчитывают по формуле:
где L3 - рекомендованная длина камеры 7 от нижней кромки цилиндра 1 до всасывающего клапана 2, м;
L1 - длина плунжера 4, м;
L2 - длина цилиндра 1, м.
Что бы обеспечить минимальное сопротивление потоку жидкости, перекачиваемой через насос необходимо, чтобы сопротивление потоку во всех точках насоса было не меньше сопротивления потоку в плунжере 4. Главным показателем сопротивления потока является площадь поперечного сечения продуктопровода.
За базу принимаем площадь S поперечного сечения плунжера 4, определяемую по формуле:
2
где S - площадь поперечного сечения внутренней полости плунжера 4, мм;
пл
D - диаметр внутренней полости плунжера 4, мм.
Исходя из площади S поперечного сечения плунжера 4 подбираем нагнетательный клапан 5. Для чего определяют площадь поперечного сечения S2 седла клапана 5, которая должна быть не менее площади 8 поперечного сечения плунжера 4:
2
где S - площадь поперечного сечения внутренней полости плунжера 4, мм;
2
S2 - площадь поперечного сечения седла клапана 5, мм;
снк
D - диаметр седла нагнетательного клапана 5, мм.
пл
снк
Исходя из формул (7 и 8) видно, что внутренний диаметр D плунжера 4 и диаметр седла D клапана 5 соответствуют следующему параметру:
Исходя из этих параметров, подбирают нагнетательный клапан 5, корпус 9 которого через переводник (на фиг. не показан) сверху фиксируют на плунжере 4, причем суммарная площадь S3 выходных каналов 10 должна быть не менее площади поперечного сечения S внутренней полости плунжера 4:
2
где S3 - суммарная площадь S3 выходных каналов 10, мм;
2
S - площадь поперечного сечения 8 внутренней полости плунжера 4, мм.
тр
к
После чего определяют внутреннюю площадь поперечного сечения S колонны труб 3 в зоне перемещения корпуса 9 клапана 5, исходя их площади поперечного сечения S корпуса 9 клапана 5 и площади S поперечного сечения плунжера 4:
тр
2
где S - внутренняя площадь поперечного сечения колонны труб 3, мм;
к
2
S - наружная площадь поперечного сечения корпуса 9 клапана 5, мм;
2
S - площадь поперечного сечения внутренней полости плунжера 4, мм.
тр
Внутренняя площадь поперечного сечения S колонны труб 3 определяют из формулы:
тр
2
где S - внутренняя площадь поперечного сечения колонны труб 3, мм;
тр
D - внутренней диаметр колонны труб 3, мм.
к
Наружная площадь поперечного сечения S корпуса 9 клапана 5 определяют из формулы:
к
2
где S - наружная площадь поперечного сечения корпуса 9 клапана 5, мм;
к
D - наружный диаметр корпуса 9 клапана 5, мм.
тр
Исходя из формул (6, 7 и 8) определяем внутренний диаметр D колонны труб 3:
тр
где D - внутренней диаметр колонны труб 3, мм.
к
D - наружный диаметр корпуса 10 клапана 5, мм.
пл
D - диаметр внутренней полости плунжера 4, мм.
Исходя из данных параметров, выбирают трубы колонны труб 3 для спуска цилиндра 1 в скважину.
Аналогичным образом подбирают всасывающий клапан 2 (корпус клапана 2 на черт, не показан) и внутренний и наружный диаметры камеры 7 цилиндра 1. Возможно, что клапаны 2 и 5 будут приниматься одинакового типоразмера, как и трубы для колонны труб 3 и камеры 7
Определив параметры цилиндра 1, плунжера 4, клапанов 2 и 5, камеры 7 и колонны труб 3, собирают насос. Камеру 7 с всасывающим клапаном 2 присоединяют снизу к цилиндру 1 с соблюдением длины ЬЗ (например: при помощи переводника, не показанного на черт, и зафиксированного в нужном месте снаружи цилиндра 1). Цилиндр 1 на колонне труб 3 спускают в скважину (на черт, не показана) в интервал установки. После чего плунжер 4 с нагнетательным клапаном 5 присоединяют к штангам 6, на которых их спускают в колонну труб 3, предварительно зафиксированную на устье скважины, взаимодействия переводника корпуса 9 клапана 5 с верхней кромкой цилиндра 1, что фиксируется на устье скважины на индикаторе веса (на фиг. не показан) в виде снижения веса штанг 6. После чего устье скважины герметизируют устьевой арматурой (на фиг. не показана), колонну штанг приподымают (на 5-20 см для исключения ударных нагрузок на цилиндр 1 от взаимодействия с переводником корпуса 9 при возвратно-поступательном перемещении штанг 6) и соединяют с устьевым приводом в низшей мертвой точке.
Устьевой привод запускают в действие, и он передает возвратно-поступательное перемещение штангам 6 и плунжеру 4. При ходе вверх плунжера 4 и герметичном перемещении вдоль цилиндра 1 в камере 7 создается разряжение, нагнетательный клапан 5 закрывается, всасывающий клапан 2 открывается и жидкость из скважины поступает в камеру 7, при этом в верхней части камеры 7 и внутри плунжера 4 может скапливаться выделяющийся из продукции газ. После выхода отверстий 8 из цилиндра 1 газ из камеры 7 и ниже верхней кромки отверстий 8 попадет в полость колонны труб 3, а жидкость под действием столба жидкости поступит через отверстия 8 в полость плунжера 4, цилиндр 1 и камеру 7, при этом всасывающий клапан перекрывается под действием столба жидкости колонны труб 3, а выше верхней кромки отверстий 8 газ сжимается с усилием столба жидкости колонны труб 3. При ходе плунжера 4 вниз в камере 7 и цилиндре 1 создается избыточное давление, газ в плунжере 4 дожимается превосходя усилие столба жидкости к в колонне труб 3 и нагнетательный клапан 5 открывается, газ из плунжера 4 и жидкость из камеры 7 и цилиндра 1 перетекает в колонну труб 3. При постоянном возвратно-поступательном перемещении плунжера 4 относительно цилиндра 1 и камеры 7 жидкость и газ из скважины перетекает в колонну труб 3, по которой поднимается на поверхность.
При очень большом количестве газа в добываемо продукции или в скважинах глубиной более 1000-1500 м в плунжере 4 могут быть выполнены один или несколько дополнительных отверстия 11, расположенных ниже отверстия 8, для обеспечения постоянного перетока газа, скапливаемого в верхней части камеры 7, из камеры 7 внутрь плунжера 4 при его ходе вверх до выхода отверстия 8 из цилиндра 1. После выхода отверстия 8 из цилиндра 1 газ из плунжера 4 и ниже верхней кромки отверстий 8, попадет в полость колонны 3, исключая запирание газа потоком жидкости, перетекающей из колонны труб 3 в камеру 7 через отверстия 8, в камере 7, увеличивая тем самым рабочий объем цилиндра 1 и камеры 7 и, как следствие КПД насоса, при его работе. При испытаниях по сравнению со стандартными штанговыми насосами (см. ГОСТ Р 52896-2002) такого же диаметра плунжера увеличение КПД составило 3-7%, 8-14% - при работе в битуминозной нефтью, и на до 80% при работе с высокогазированной нефтью. Остальные операции работы насоса описаны выше.
Поскольку в данной конструкции насоса используются цилиндр 1 и плунжер 4 малого диаметра, а пропускная способность клапанов 2 и 5 не менее пропускной способности плунжера 4 (то есть сопротивление потоку жидкости минимально возможное для данной плунжерной пары: цилиндр 1 - плунжер 4), то данная конструкция позволяет эффективно работать в малодебитных скважинах с максимальным КПД, в том числе для добычи сложной продукции, обводнившейся нефти и/и продукции с высоким содержанием газа из-за минимального сопротивления потоку жидкости.
Данная конструкция скважинного штангового насоса для добычи нефти и газа позволяет эффективно работать в малодебитных скважинах с максимальным КПД, в том числе для добычи сложной продукции, обводнившейся нефти и/и продукции с высоким содержанием газа из-за минимального сопротивления потоку жидкости и газа.