ШТАНГОВЫЙ ГЛУБИННЫЙ ПОРШНЕВОЙ НАСОС
SUCKER-ROD SUBSURFACE PISTON PUMP

Изобретение относится к области эксплуатации нефтяной скважины механизированным способом, в частности к штанговым глубинным поршневым насосам для добычи нефти с большим содержанием механических примесей, песка и вязких нефтей из скважины.
Известен штанговый глубинный насос для откачивания нефти из скважины (см. патент RU №2369775, МПК F04B 47/00, опубл. 10.10.2009 г. Бюл. №28, под названием «Скважинный штанговый насос»).
Известный насос содержит цилиндр с всасывающим шаровым клапаном в нижней части. Внутри цилиндра, установленного на колонне насосно-компрессорных труб, установлен полый плунжер с нагнетательным шаровым клапаном с возможностью возвратно-поступательного перемещения от привода на поверхности через колонну штанг. Насос снабжен баком для смазывающего масла и системой смазки пары плунжер-цилиндр.
Недостатком данного насоса является сложность конструкции, не технологичность его изготовления. Смазка трущейся поверхности пары плунжер-насос частично устраняет их износ и может увеличить межремонтный период. Однако при перекачивании сильно загрязненной нефти с содержанием механических примесей типа пропанта, резиновых элементов от герметизирующих элементов, песка, а также высоковязких нефтей, асфальстосмолопарафинистых отложений (АСПО) - на шариковых клапанах нарушает их герметичность и не обеспечивает 100% работу. Поскольку открытие и закрытие клапана осуществляется только за счет веса столба жидкости и веса самого клапана и при наличии в паре шарик-седло механических примесей, между ними образуется кольцевой зазор, не позволяющий плотно закрыться клапану, что является причиной утечки жидкости. Это приводит к снижению производительности насоса и требует ремонтных работ.
Известен также штанговый глубинный насос для откачки нефти из скважины (см. патент RU №2436996, МПК F04B 47/00, опубл. 20.12 2011 г., Бюл. №35, под названием «Штанговый скважинный насос двойного действия»).
Он содержит цилиндр с установленным внутри полым плунжером, всасывающим и нагнетательным шаровыми клапанами, при этом третий нагнетательный клапан выполнен в виде втулки, для которой на уступе переводника, соединяющего колонны труб с цилиндром, выполненным ступенчатым, образуя как бы тарельчатый клапан. Нижняя ступень цилиндра выполнена с большим диаметром, чем верхняя ступень. Клапан в виде втулки установлен на штанге с возможностью продольного перемещения на ней вверх при избыточном давлении в подплунжерной полости. Этот насос частично увеличивает его производительность, однако и он не лишен недостатков. Так, выполнение всасывающего и нагнетательного клапанов в виде пары шар-седло и выполнение одного из нагнетательных клапанов тарельчатым не всегда обеспечивает полную герметичность, что отрицательно сказывается на его производительности. Объясняется это тем, что добываемая продукция скважины обычно содержит механические примеси типа пропант, песок различной фракции, резиновые частички от герметизирующих элементов насоса, которые осаждаясь вместе с вязкой нефтью и АСПО на контактирующихся поверхностях запорной пары шар-седло в процессе эксплуатации насоса приводят к несовпадению с их геометрическими формами и, следовательно, к неполной посадке шара и тарелки на седло, что приводит к потере герметичности из-за образовавшегося зазора. Герметичность клапана такой конструкции снижается также при малейшем износе и под действием коррозии агрессивной среды в скважине. Кроме того, шаровые клапаны теряют герметичность т.е. не работают и в наклонно-направленных скважинах, где кривизна ствола скважины составляет более 50 градусов по зенитному углу и в горизонтальных скважинах, в которых насос находится в положении 90 градусов по зенитному углу, при котором закрытие клапана осуществляется только за счет веса столба жидкости, а вес самого запорного элемента при этом в закрытии не участвует.
Известен также штанговый глубинный поршневой насос для добычи нефти из скважины (см. патент RU №2654559 по заявке №2017128347, МПК F04B 47/00, опуб. Б.И. №15, 21. 05. 2018 г.), содержащий спускаемый на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) цилиндр, соединенный с ними переходниками - верхним и нижним, полый плунжер, установленный внутри цилиндра, всасывающий и нагнетательный клапаны, а также две поршневые пары - поршень - цилиндр верхняя и нижняя, верхняя поршневая пара установлена внутри плунжера, соединенного с ее цилиндром на резьбе и находятся на разных уровнях по высоте и длине, а его поршень снабжен крышкой с соединительным элементом со штангой с которым взаимодействует цилиндр при движении поршня вверх, при этом в стенке поршня и его цилиндре выполнены окна на разных уровнях по высоте в продольном направлении с одинаковыми геометрическими размерами, совмещаемые, когда поршень находится в крайнем нижнем положении, образуя нагнетательный клапан, при этом нижняя поршневая пара установлена в нижней части цилиндра насоса с аналогично выполненными окнами в стенке поршня и его цилиндра, как и у верхней поршневой пары, образующей всасывающий клапан при совмещении, когда поршень этой пары находится в верхнем положении, а его поршень снизу заглушен, включающим спускаемый на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) цилиндр с установленным внутри плунжером, всасывающий и нагнетательный клапаны.
Известный штанговый насос близкий по технической сущности и может быть принят в качестве прототипа. Однако и он не лишен недостатков. Так, он сложный по конструкции и не технологичен в изготовлении, требует наличия в составе конструкции пружины и кольцевого магнита, существенно снижающие надежность работы насоса и долговечность, и как следствие, приводящие к уменьшению межремонтного периода эксплуатации. Кроме того, в нем не предусмотрена возможность регулирования подплунжерной полости (камеры) для увеличения производительности штангового насоса.
Технической задачей настоящего изобретения является упрощение конструкции, технология изготовления, повышение надежности работы, увеличение производительности штангового насоса и межремонтного его периода эксплуатации.
Поставленная техническая задача решается описываемым штанговым глубинным поршневым насосом, включающим спускаемый на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) цилиндр с установленным внутри плунжером, переходники - верхний и нижний, соединяющие цилиндр с НКТ, всасывающий и нагнетательный клапаны, две поршневые пары - поршень-цилиндр - верхняя и нижняя, верхняя поршневая пара установлена внутри плунжера, соединенного с ее цилиндром на резьбе и находятся на разных уровнях по высоте и длине, а его поршень снабжен крышкой с соединительным элементом со штангой с которым взаимодействует цилиндр при движении поршня вверх, при этом в стенке поршня и его цилиндре выполнены окна на разных уровнях по высоте в продольном направлении с одинаковыми геометрическими размерами, совмещаемые, когда поршень находится в крайнем нижнем положении, образуя нагнетательный клапан, при этом нижняя поршневая пара установлена в нижней части цилиндра насоса с аналогично выполненными окнами в стенке поршня и его цилиндра, как и у верхней поршневой пары, образующей всасывающий клапан при совмещении, когда поршень этой пары находится в верхнем положении, а его поршень снизу заглушен
Новым является то, что поршни обеих поршневых пар соединены между собой с помощью муфты с выполненным кольцевым выступом в ее средней части, взаимодействующем при работе с нижним торцом верхнего цилиндра при перемещении поршней с крайнего нижнего положения до крайнего верхнего положения, причем над и под упомянутой муфтой выполнены окна, сообщающие полости поршней с подплунжерной полостью, при этом нижний переходник выполнен ступенчатым с выполненной резьбой на большей ступени, с которой соединен цилиндр нижней поршневой пары ответной резьбой, выполненной на его верхнем конце, плунжер насоса выполнен в виде 2-х втулок, завинченных к концевым участкам цилиндра верхней поршневой пары, цилиндр нижней поршневой пары снабжен центрирующим элементом с перфорационными отверстиями для перепуска флюида, закрепляемым к его нижнему концу.
Анализ известных технических решений в данной области техники, проведенных по патентному фонду института ТатНИПИнефть ретроспективностью 20 лет с целью определения технического уровня показал, что заявляемое техническое решение имеет признаки, которые отсутствуют в аналогах, а их использование в заявляемой совокупности существенных признаков, позволяет получить новый технический результат, заключающийся в обеспечении 100% открытия и закрытия всасывающего и нагнетательного клапанов, который связан с конструктивной особенностью клапанов поршневых пар, где открытие и закрытие происходит в двух параллельных плоскостях (см. представленные рисунки), путем перемещения одной плоскости по отношению к другой в непосредственном соприкосновении двух плоскостей, тем самым создается эффект «ножниц». Данный эффект «ножниц» при закрытии клапана, т.е. возвратно-поступательном движении плунжера позволяет срезать всевозможные механические примеси, которые попали между двумя плоскостями соприкосновения поршневого клапана вплоть до мелких металлических элементов, соизмеримых с размерами окна поршневой пары, и тем самым обеспечивает 100% закрытие клапана. При открытии клапана происходит очищение от механических примесей за счет движения извлекаемой жидкости (продукции) из скважины. При этом как следствие повышается производительность насоса, надежность его работы увеличивается межремонтного период, упрощается конструкция и технология изготовления
Представленные рисунки поясняют суть изобретения, где на фиг. 1 изображен поршневой насос, когда он спущен в скважину на колонне штанг, видны цилиндр насоса с плунжером, выполненным в виде 2-х втулок, положение поршней 2-х поршневых пар, соединительная муфта поршней, в частичном продольном разрезе.
На фиг. 2 - то же, что на фиг. 1, когда верхний поршень с помощью колонны штанг поднялся наверх и начиная движение вниз прикоснулся торцом крышки на верхний конец цилиндра верхней поршневой пары, при котором верхние нагнетательные клапаны совместились, а нижние всасывающие клапаны отошли друг от друга и находятся на разных уровнях, в частичном продольном разрезе.
На фиг. 3 - то же, что на фиг. 2, когда верхний поршень при ходе штанги вверх занял крайнее верхнее положение, при этом окна верхней поршневой пары находятся на разном уровне, а всасывающие нижние окна  нижней поршневой пары совместились, в частичном продольном разрезе.
Штанговый глубинный поршневой насос (см. фиг. 1-3), спускаемый на колонне НКТ, включает цилиндр 1, установленный между насосно-компрессорными трубами 2 и 3 и соединен с ними с помощью переходников 4 и 5 верхним и нижним соответственно. Нижний переходник 5 выполнен ступенчатым, на большей ступени 6 которого выполнена соединительная резьба 7. Внутри цилиндра 1 установлен плунжер, выполненный в виде 2-х втулок 8 и 9 с соединительными резьбами 10 и 11, устанавливаемых на конечных участках цилиндра насоса. Внутри плунжера установлена верхняя поршневая пара - поршень 12 и цилиндр 13, связанный с плунжером на резьбе 14 и 15, а внутри трубы 3 НКТ установлена нижняя поршневая пара - поршень 16 и цилиндр 17, на верхней части которого выполнена соединительная резьба 18 ответная к резьбе 7 большей ступени 6 нижнего переходника 5 и, следовательно, соединены они между собой на резьбе. В стенках поршня 16 и цилиндра 17 нижней поршневой пары на разных уровнях по высоте в продольном направлении с одинаковыми геометрическими размерами выполнены окна 19 и 20 соответственно, совмещаемые при работе, в частности, когда поршень 16 находится в верхнем положении (см. фиг. 3), образуя всасывающий клапан.
Поршень 12 верхней поршневой пары, спускаемый на колонне штанг 21, снабжен крышкой 22 с соединительным элементом 23 для штанги, а нижний конец поршня 16 снабжен заглушкой 24. Аналогично окнам 19 и 20 нижней поршневой пары, в верхней поршневой паре выполнены окна 25 и 26 в стенках поршня 12 и цилиндр 13 соответственно, совмещаемые при работе, в частности, когда поршень 12 находится в крайнем нижнем положении, (см. фиг. 1), образуя нагнетательный клапан. Поршни 12 и 16 поршневых пар соединены между собой с помощью муфты 27 с выполненным кольцевым выступом 28, расположенным в стыке соединяемых поршней, с возможностью взаимодействия при работе с нижним торцом верхнего цилиндр 13, перемещая последнего вверх с крайней нижней точки до крайней верхней точки, что соответствует длине хода штанги 21. Под над муфтой 27 в стенке нижнего поршня 16 выполнено окно 29 и 29', сообщающее подплунжерную полость (камеру) 30, образованную стенками цилиндр 1 насоса, поршней 12, 16, плунжером 9 и с большей ступенью 6 нижнего переходника 5, с полостью поршней для впуска флюида в камеру 30 при перемещении поршней вверх и выпуска из нее, когда они будет перемещаться вниз до крайнего нижнего положения.
Отсюда вытекает, что упомянутые окно 29 и 29' обеспечивают поступление флюида в камеру 30 при перемещении поршней вверх и выпуск его из этой камеры, когда поршни перемешаются вниз, следовательно, место расположения муфты 27 необходимо выбирать исходя из этого условия. Для устойчивости цилиндр 17 нижней поршневой пары снабжен центрирующим элементом 31 с перфорационными отверстиями 32
Насос работает следующим образом.
В составе колонны НКТ в скважину опускают сначала цилиндр 1 насоса (см. фиг. 1-3) с цилиндром 17 нижней поршневой пары в сборе в зону продуктивного пласта под динамический уровень флюида (скважина и продуктивный пласт на фиг. не изображены), Затем на колонне штанг 21, связанный с наземным приводом (привод на фиг. не изображен) в скважину опускают верхнюю поршневую пару с плунжером 8 и 9 в сборе с нижним поршнем 16 нижней поршневой пары до крайнего нижнего положения штанги (см. фиг. 1), при котором окна 19 и 20 находятся на разных уровнях, а окна 25 и 26 совмещены. После регулировки длины хода штанги насос готов к подаче продукции скважины на поверхность и далее по трубам направляются в пункт нефтесбора.
Затем привод колонны штанг включают в работу, при котором штанга 21 с поршнями 12 и 16 начинают перемещаться вверх (см. фиг. 3), при этом кольцевой выступ 28 муфты 27 в свою очередь упрется о торец цилиндра 13, связанный на резьбе с плунжером 9 и 8, и начинает их перемещать вверх, под которыми создается вакуум, под действием чего через окно 29 нижнего поршня 16 идет заполнение подплунжерной полости 30 флюидом.
По мере перемещения вверх штанги 21 с поршнями 12 и 16 окна 19 и 20 нижней поршневой пары постепенно начинают совмещаться и под действием вакуума, созданного под плунжером 9 и цилиндром 13 верхней поршневой пары, идет всасывание продукции пласта и одновременно нагнетание ее через частично смещенные окна 25 и 26 верхней поршневой пары, а также подача ее плунжером по НКТ на поверхность. При достижении штанги 21 с поршнем 12 верхней точки, окна 19 и 20 нижней поршневой пары совмещаются полностью (см. фиг. 3), а окна 25 и 26 верхней поршневой пары при этом находятся на разных уровнях, нагнетание продукции скважины плунжером прекратилось, следовательно, и образование вакуума под ним прекращается. Тем временем штанга 18 с поршнем 7 начинают перемещаться вниз (см. фиг. 2), и, достигая до торца его цилиндра 13 торцом крышки 22 начинает перемещать цилиндр и связанный с ним плунжер вниз, при котором окна 25 и 26 верхней поршневой пары совмещаются (см. фиг. 1 и 2), начинается нагнетание жидкости через них в трубное пространство НКТ и подача, а также освобождение подплунжерной полости 30 от флюида через окно 29', находящееся над муфтой 27. При подходе штанги с поршнем к нижнему положению окна 25 и 26 полностью совмещаются (см. фиг. 2 и 1), а окна 19 и 20 находятся на разных уровнях, муфта 27 своим кольцевым выступом 28 максимально приблизился к. кольцевому выступу 6 нижнего переходника 5. Далее цикл повторяется. Как видим, в предлагаемом насосе предусмотрено двухсторонняя подача флюида и опрессовка ШГН, что не присуще известным насосам.
Предлагаемый насос с клапанами поршневой пары для ШГН имеют ряд преимуществ перед клапанами аналогичного назначения в известных объектах.
Он прост по конструктивному исполнению и технологичен в изготовлении, не требует наличия пружины и кольцевого магнита, что приведет к повышению его надежности и долговечности работы, может надежно работать в любых скважинах и при любом наклоне ее ствола, например, с зенитным углом превышающем более 50 град, и горизонтально направленном стволе при зенитных углах 90 град.
Благодаря надежной работы и долговечности насоса увеличивается межремонтный период скважины, что приведет к экономии времени и материальных затрат, а также к снижению трудовых ресурсов. Кроме того, одним из достоинств клапана поршневой пары является то, что он выполняет функцию противоотворотной муфты, что исключает возможность отворота плунжера во время работы ШГН, при этом изменение геометрических размеров окон, составляющих клапан, также плунжера позволяет увеличивать при работе пропускную способность продукции скважины, следовательно, увеличить производительность насоса. Данный насос можно использовать с большой длиной хода штанги от 5 м и до 20 м и более.