СКВАЖИННЫЙ ШТАНГОВЫЙ НАСОС ДЛЯ ДОБЫЧИ ВЯЗКОЙ НЕФТИ

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к скважинным штанговым насосам, используемым для поднятия вязкой нефти на поверхность.
Известен скважинный штанговый насос, содержащий цилиндр с всасывающим клапаном, полый плунжер с нагнетательным клапаном, размещенный в цилиндре и разделяющий его полость на всасывающую и нагнетательную полости, и отверстия для периодического сообщения всасывающей полости цилиндра с полостью плунжера, при этом часть всасывающей полости цилиндра образована его внутренней поверхностью, охватывающей нижний конец плунжера и имеющей диаметр, превышающий диаметр наружной поверхности плунжера, а отверстия для периодического сообщения всасывающей полости цилиндра с полостью плунжера выполнены в стенке нижнего конца плунжера (патент RU №2340792, МПК F04B 47/00, опубл. 10.12.2008).
Однако наличие на нижнем конце цилиндра внутренней полости, имеющей больший диаметр, чем у плунжера данного насоса, значительно увеличивает металлоемкость конструкции, следовательно, повышает стоимость изделия и снижает коэффициент полезного действия (КПД) установки, так как при нахождении бокового отверстия плунжера в зоне расширения цилиндра во время рабочего хода работа по поднятию жидкости не осуществляется. При работе с сильногазированными жидкостями (например, летучей нефтью или газоконденсатом) происходит резкое падение пластового давления, что нежелательно для освоения пласта. Кроме того, при необходимости обслуживания и/или ремонта насоса необходимо поднимать на поверхность плунжер и цилиндр с клапанами, что требует дополнительных затрат на обслуживание при работе с высоковязкими нефтями, содержащими парафины, асфальтены и смолы. А работа клапанов только под действием собственного веса и потока жидкости с высоковязкими нефтями приводит к их быстрому выходу из строя (всплытию клапанов и залипанию в верхнем - открытом положении).
Наиболее близким аналогом является скважинный штанговый насос, содержащий цилиндр с седлом, связанный верхней частью с колонной насосно-компрессорных труб, плунжер, размещенный в цилиндре с образованием надплунжерной и подплунжерной камер и соединенный с колонной штанг, имеющей упор, нагнетательный клапан, подвижно расположенный на колонне штанг между упором и плунжером и выполненный кольцевым, с диаметром, превышающим диаметр плунжера, всасывающий клапан, сообщающий надплунжерную камеру с внутрискважинным пространством, и ограничитель хода вверх нагнетательного клапана, выполненный в виде цанги, установленной в колонне труб (патент RU №1588024, МПК F04B 47/02, опубл. 27.03.1996).
Однако размещение всасывающего клапана известного насоса на боковой поверхности цилиндра с малыми в поперечном сечении пропускными каналами из-за ограниченного внутренним диаметром скважины расстояния от наружной стенки цилиндра приводит к быстрой кольматации при работе с вязкими нефтями, содержащими парафины, асфальтены и смолы, после чего необходимо для обслуживания и/или ремонта насоса поднимать на поверхность плунжер и цилиндр с клапанами, что требует дополнительных затрат на спускоподъемные операции. Кроме того, нагнетательный и всасывающий клапаны работают только под действием собственного веса и потока жидкости, что при работе с высоковязкими нефтями приводит к быстрому их выходу из строя (всплытию клапанов и залипанию в верхнем - открытом положении). Также известный насос не может быть использован в скважинах со сложным, в том числе с наклонным и/или горизонтально-наклонным профилем из-за наличия шарикового самодействующего всасывающего клапана и не отцентрированного нагнетательного клапана, так как самодействующие клапаны в таких условиях работают ненадежно, а штанги располагаются с отклонением от центра цилиндра, что приведет к невозможности герметичного закрытия нагнетательного кольцевого клапана. При этом нагнетательный клапан для герметизации его подвижного соединения с колонной неполированных штанг необходимо использование специального герметизирующего узла, часто требующего обслуживания или замены.
Задачей настоящего предложения является создание надежного в работе за счет использования унифицированных деталей и простого в обслуживании насоса с высоким КПД и расширенными технологическими возможностями.
Техническим результатом, достигаемым полезной моделью, является высокая надежность за счет использования унифицированных деталей для герметизации подвижных соединений, возможность подъема при ремонте и/или обслуживании только плунжера со всеми принудительно закрывающимися и открывающимися клапанами и ограничителем хода, а также работы с вязкими нефтями и в скважинах со сложным профилем.
Поставленная задача решается, а технический результат достигается тем, что плунжер выполнен полым, всасывающий клапан оснащен толкателем, жестко соединенным с колонной штанг и вставленным внутрь плунжера с возможностью продольного перемещения, ограниченного сверху наружным выступом толкателя, а снизу - всасывающим клапаном, перекрывающим полость плунжера при перемещении вверх, при этом нагнетательный клапан снабжен дополнительным цилиндром меньшего диаметра, а колонна штанг - дополнительным плунжером меньшего диаметра, вставленным в дополнительный цилиндр для обеспечения герметизации при возвратно-поступательном ходе плунжера в цилиндре.
Чертеже изображен предлагаемый скважинный штанговый насос.
Скважинный штанговый насос для добычи вязкой нефти содержит цилиндр 1 с седлом 2, связанный верхней частью муфтой 3 с колонной насосно-компрессорных труб 4, полый плунжер 5, размещенный в цилиндре 1 с образованием надплунжерной камеры 6 и соединенный с колонной штанг 7, имеющей упор 8, нагнетательный клапан 9, подвижно расположенный на колонне штанг 7 между упором 8 и плунжером 5 и выполненный кольцевым, с диаметром, превышающим диаметр плунжера 5, всасывающий клапан 10, сообщающий надплунжерную камеру 6 с внутрискважинным пространством 11. Всасывающий клапан 10 оснащен толкателем 12, жестко соединенным с колонной штанг 7 и вставленным внутрь плунжера 5 с возможностью продольного перемещения, ограниченного сверху наружным выступом 13 толкателя 12, а снизу - всасывающим клапаном 10, перекрывающим полость 14 плунжера 5 при перемещении вверх. Кроме того, нагнетательный клапан 9 оснащают дополнительным цилиндром 15 меньшего диаметра, а колонна штанг 7 - дополнительным плунжером 16 меньшего диаметра, вставленным в дополнительный цилиндр 15 для обеспечения герметизации при возвратно-поступательном ходе плунжера 5 в цилиндре 1. Для надежной и герметичной посадки нагнетательного клапана 9 в седло 2 при работе в сильно наклонных (более 75° от вертикали) или горизонтальных скважинах 17 (показана условно) нагнетательный клапан 9 может быть защищен от смещения от оси цилиндра 1 при помощи цетраторов 18, устанавливаемых на дополнительном цилиндре 15 и/или нагнетательном клапане 9 (не показаны).
Описываемый насос работает следующим образом.
В скважину 17 на колонне труб 4 спускают цилиндр 1 с седлом 2 в необходимый интервал установки. Затем в колонну труб 2 на колонне штанг 7 спускают плунжер 5 с толкателем 12, клапаном 10 и клапаном 9 до входа плунжера 5 в цилиндр 1 под действием веса колонны штанг 7 и при помощи упора 8, опирающегося сверху на нагнетательный клапан 9. Спуск колонны штанг 7 осуществляют до взаимодействия нагнетательного клапана 9 с седлом 2 цилиндра 1, что отмечается на индикаторе веса (не показан) на устье скважины 17 снижением веса колонны штанг 7. После чего на устье скважины колонну штанг 7 присоединяют к приводу (например, станок-качалка или цепной привод - не показан), который придает колонне штанг 7 возвратно-поступательное движение, передающееся через толкатель 12 на плунжер 5. При перемещении колонны штанг 7 вверх относительно цилиндра 1 всасывающий клапан 10 перекрывает полость 14 плунжера 5 и тянет его вверх за колонной штанг 7. В результате в надплунжерной камере 6 создается избыточное давление по отношению к столбу жидкости (например, вязкой нефти), находящемуся в колонне труб 4. Нагнетательный клапан 9 под действием перепада давлений открывается - поднимается над седлом 2 цилиндра 1, и жидкость из надплунжерной камеры 6 поступает в колонну труб 4. Во время своего подъема нагнетательный клапан 9 с дополнительным цилиндром 15 перемещается под собственным весом вниз относительно дополнительного плунжера 16 и колонны штанг 7, которые перемещаются вверх, оставляя зазор между нагнетательным клапаном 9 и седлом 2 достаточный для перетока жидкости из надплунжерной камеры 6 в колонну труб 4 с минимальным сопротивлением. При перемещении колонны штанг 7 вниз относительно цилиндра 1 нагнетательный клапан 9 под действием собственного веса и плотной посадки дополнительного плунжера 16 в дополнительном цилиндре 15 вместе с колонной штанг 7 принудительно опускается к седлу 2 цилиндра 1 и закрывается, перекрывая сообщение между колонной труб 4 и надплунжерной камерой 6 и дополнительно прижимаясь к седлу 2 при помощи столба жидкости в колонне труб 4. Одновременно всасывающий клапан 10 перемещается вниз вместе с толкателем 12 и плунжером 5. Затем под действием создаваемого разряжения в надплунжерной камере 6 плунжер 5 останавливается, а всасывающий клапан 10 с колонной штанг 7 перемещается вниз и принудительно открывает полость 14 плунжера 5, сообщая надплунжерную камеру 6 с внутрискважинным пространством 11. После чего наружный выступ 13 толкателя 12 упирается в плунжер 5 (например, через упор-центратор 19) и перемещает его с колонной штанг 7 вниз относительно цилиндра 1. Скважинная жидкость через полость 14 плунжера 5 снизу цилиндра 1 перетекает в надплунжерную камеру 6, заполняя ее. Далее возвратно-поступательное перемещение колонны штанг 7 продолжается. В результате вязкая нефть по колонне труб 4 поднимается на поверхность (не показана).
Благодаря принудительному закрытию и открытию клапанов 9 и 10 возможность их выхода из строя (не герметичного закрывания или не открывания из-за всплытия и/или залипания) снижается до трех раз (что было выявлено при стендовых испытаниях).
Использование для герметизации подвижного соединения между колонной штанг 7 и нагнетательным клапаном 9 при помощи дополнительных плунжера 16 и цилиндра 15 из-за унификации со стандартными типоразмерами удешевляет изготовление насоса и делает это соединение надежным, так как ресурс плунжеров 5 и 16 и цилиндров 1 и 15 сопоставим.
При необходимости проведения ремонтных работ (до 95% случаев из-за выхода из строя клапанов 9, 10) или при плановом обслуживании насоса из скважины извлекают на колоне штанг 7 дополнительный плунжер 16, плунжер 5 с толкателем 13 и клапанами 9 и 10 при помощи наружного выступа 13, упирающегося в клапан 9 снизу. При этом поднятие цилиндра 1 с колонной труб 4 не обязательно, что убыстряет, упрощает и удешевляет ремонтные работы и/или плановое обслуживание скважинного насоса.
Таким образом, предлагаемый скважинный штанговый насос для добычи вязкой нефти надежен в работе из-за принудительно закрывающихся и открывающихся нагнетательного и всасывающего клапанов и из-за использования дополнительных плунжера и цилиндра для герметизации подвижного соединения, прост обслуживании и за счет возможности подъема при ремонте и/или обслуживании только плунжера со всеми клапанами и ограничителем хода и может быть использован при работе в скважинах со сложным профилем.