ПОГРУЖНОЙ СКВАЖИННЫЙ НАСОСНЫЙ АГРЕГАТ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ, ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНЫЙ И ОБРАТНЫЙ КЛАПАНЫ ПОГРУЖНОГО СКВАЖИННОГО НАСОСНОГО АГРЕГАТА, И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ГЕРМЕТИЗАЦИИ КОЛЬЦЕВОГО ЗАЗОРА В СКВАЖИНЕ

Технические решения относятся к устройствам для фильтрации водонефтяной смеси нефтяных скважин и могут быть использованы в нефтяной и нефтегазовой промышленности, преимущественно при добыче нефти из пескопроявляющих скважин, для защиты погружного насосного оборудования от воздействия мехпримесей, содержащихся в перекачиваемой жидкости, а также защиты насосного оборудования от нештатных режимов работы при засорении фильтровальных устройств и для их периодической промывки.
Известен погружной скважинный насосный агрегат для добычи нефти, описанный в патенте RU 2230181 С2, 20.02.2004, включающий в себя погружной скважинный насос, средства для фильтрации перекачиваемой жидкости от частиц мехпримесей и ее магнитной обработки, распложенные перед приемом насоса по ходу движения перекачиваемой жидкости. Насосный агрегат содержит средства для обеспечения движения потока перекачиваемой жидкости на прием насоса через средства для фильтрации. Средства для обеспечения движения потока включают в себя полый цилиндрический кожух, выполненный с возможностью размещения внутри него погружного
электродвигателя насосного агрегата таким образом, что обеспечивается возможность движения потока перекачиваемой жидкости через зазор между кожухом и электродвигателем, средства для закрепления верхнего конца кожуха выше приемного отверстия насоса перед спуском насосного агрегата в скважину и полый цилиндрический хвостовик, выполненный с возможностью закрепления со стороны нижнего конца кожуха с обеспечением движения основного потока пластовой жидкости через нижний конец хвостовика, на котором выполнен приемный узел насосного агрегата, включающий в себя упомянутый фильтр и магнитную систему.
Известен погружной скважинный насосный агрегат для добычи нефти, описанный в патенте US Re.35454 E, 18.02.1997 включающий в себя погружной скважинный насос, средства для отделения перекачиваемой жидкости от частиц мехпримесей, распложенные перед приемом насоса по ходу движения перекачиваемой жидкости и средства для обеспечения движения потока перекачиваемой жидкости на прием насоса через средства для фильтрации. Средства для обеспечения движения потока включают в себя патрубок, верхний конец которого выполнен с возможность закрепления на нижнем модуле насосного агрегата перед спуском насосного агрегата в скважину, а на нижнем конце патрубка выполнен приемный узел насосного агрегата, включающий в себя, сепаратор для отделения частиц мехпримесей. В средней части патрубка выполнены перфорации, а между перфорациями и приемным узлом на внешней поверхности патрубка закреплена цилиндрическая пробка, выполненная с возможностью по существу герметичной установки
в колонне эксплуатационных (обсадных) труб при размещении насосного агрегата в скважине.
Общим недостатком описанных выше аналогов является отсутствие средств для защиты насоса от срыва подачи и защиты погружного электродвигателя от перегрева при забивании фильтра (сепаратора) частицами мехпримесей, а также отсутствие средств для периодической очистки фильтра (сепаратора).
Известен погружной скважинный насосный агрегат для добычи нефти (см. свидетельство RU 3143 U1, 16.11.1996 или патент RU 2213849 С2, 27.02.2001 или патент RU 2161696 С2, 10.01.2001), включающий в себя погружной скважинный насос, средства для фильтрации перекачиваемой жидкости от частиц мехпримесей, распложенные перед приемом насоса по ходу движения перекачиваемой жидкости, предохранительный клапан (шариковый (см. RU 2161696) или в виде упругих лепестков, образованных П-образными прорезями в стенках клапана - см. RU 3143 U1), выполненный с возможностью соединения с затрубным пространством полости насосного агрегата, находящейся за средствами для фильтрации по ходу движения перекачиваемой жидкости, при повышении давления в затрубном пространстве выше заданного значения (см. RU 2213849 С2). Указанное техническое решение принято за прототип для первой полезной модели заявленной группы.
Основными недостатками прототипа является отсутствие упомянутых выше средств для периодической очистки фильтра, а также отсутствие возможности точного задания и регулирования усилия открытия запорного элемента
и, соответственно, давления срабатывания предохранительного клапана.
Известен предохранительный клапан погружного скважинного насосного агрегата для добычи нефти, описанный в упомянутом выше патенте RU 2161696 С2, 10.01.2001, включающий в себя корпус, предназначенный для закрепления на насосном агрегате, таким образом, что полость корпуса гидравлически связана с полостью насосного агрегата, находящейся за средствами для фильтрации перекачиваемой жидкости по ходу ее движения, отверстие, связывающее полость корпуса с затрубным пространством при размещении насосного агрегата в скважине, и запорный орган для закрытия упомянутого отверстия.
Основными недостатками описанных аналогов является отсутствие возможности точного задания и регулирования усилия открытия запорного элемента.
Известен предохранительный клапан погружного скважинного насосного агрегата для добычи нефти, описанный в патенте US 5494109 А, 27.02.1996, включающий в себя корпус, предназначенный для закрепления на насосном агрегате, таким образом, что полость корпуса гидравлически связана с полостью насосного агрегата, находящейся за средствами для фильтрации перекачиваемой жидкости по ходу ее движения. В корпусе выполнено отверстие, предназначенное для соединения полости корпуса с затрубным пространством. Клапан включает в себя также запорный орган для закрытия указанного отверстия, при этом запорный орган с помощью пружины прижат
с заданным усилием к элементу корпуса, в котором выполнено упомянутое отверстие, с возможностью открытия этого отверстия при повышении давления в затрубном пространстве выше заданного значения.
Запорный орган представляет собой полый цилиндрический поршень с осевым отверстием, закрытым с помощью шарикового клапана со стороны торца, которым запорный орган прижат к упомянутому элементу корпуса. В боковой стенке запорного органа выполнены радиальные каналы для соединения осевого отверстия запорного органа с кольцевой полостью корпуса, связанной с упомянутым отверстием для соединения полости корпуса с затрубным пространством. Запорный орган размещен в соответствующем отверстии корпуса с возможностью осевого перемещения, а пружина представляет собой винтовую цилиндрическую пружину и размещена в полости, образованной осевым отверстием запорного органа.
Указанное техническое решение принято за прототип для второй полезной модели заявленной группы.
Основными недостатками прототипа является сложность конструкции и недостаточная надежность, так как пружина подвергается в процессе эксплуатации клапана постоянному воздействию агрессивной среды, что может привести к изменению свойств пружины в результате ее коррозии и, соответственно, изменению усилия открытия клапана.
Известен обратный клапан погружного скважинного насосного агрегата для добычи нефти, описанный в авторском свидетельстве SU 898119 А1, 15.01.1982, предназначенный для размещения за насосом по ходу движения
перекачиваемой жидкости. Обратный клапан включает в себя первый запорный орган, выполненный с возможностью размещения на седле клапана при перетоке жидкости из колонны насосно-компрессорных труб, и второй запорный орган, прижатый к второму седлу с заданным усилием и предназначенный для обеспечения перетока жидкости из колонны насосно-компрессорных труб при принудительной промывке насоса с помощью расположенного на поверхности промывочного агрегата.
Основными недостатками указанного аналога является необходимость использования для открытия второго запорного органа специального промывочного агрегата, создающего дополнительное давление, складывающееся с давлением столба жидкости в колонне насосно-компрессорных труб (НКТ).
Известен обратный клапан погружного скважинного насосного агрегата для добычи нефти, описанный в патенте US 6533033 В2, 18.03.2003, включающий в себя седло, предназначенное для размещения за насосом по ходу движения перекачиваемой жидкости, а также запорный орган, выполненный с возможностью размещения на седле клапана при перетоке жидкости из колонны насосно-компрессорных труб и обеспечения перетока, по меньшей мере, части пластовой жидкости из колонны насосно-компрессорных труб в полость кожуха насосного агрегата через канал, вход которого расположен перед запорным органом по ходу перетока жидкости из колонны насосно-компрессорных труб. Указанное техническое решение принято за прототип для третьей полезной модели заявленной группы.
Основными недостатками прототипа является сложность конструкции,
недостаточная надежность и долговечность запорного элемента, подвергаемого в процессе работы упругим деформациям, высокое гидравлическое сопротивление, создаваемое обратным клапаном описанной в патенте конструкции при движении перекачиваемой жидкости из насоса в НКТ, что приведет к снижению КПД установки в целом.
Известно устройство для герметизации кольцевого зазора в скважине (см. патент RU 37146 U1, 10.04.2004), включающее в себя трубу, выполненную с возможностью присоединения с помощью резьбовых муфт к соответствующим элементам патрубка, предназначенного для обеспечения движения потока перекачиваемой жидкости на прием насоса погружного насосного агрегата через средства для фильтрации потока, и, по меньшей мере, два кольцевых уплотнительных элемента из эластичного материала, в частности, из резины, закрепленные на наружной поверхности трубы с помощью кольцевых проставок. Устройство препятствует обратному перетоку жидкости из части затрубного пространства, в которую выходят приемные отверстия с фильтром, в нижнюю часть затрубного пространства. Указанное техническое решение принято за прототип для четвертой полезной модели заявленной группы.
Основными недостатками прототипа является сложность спуска устройства в скважину со значительным количеством отложений на стенках обсадной колонны, скважину, имеющую искривленные участки и т.п., где высока вероятность заклинивания устройства и повреждения уплотнительных элементов.
Таким образом, задача, на решение которой направлена заявленная группа полезных моделей, состоит в создании насосного агрегата с устройством фильтрации пластовой жидкости, обеспечивающего возможность осуществления добычи нефти из пескопроявляющих скважин, защиту насосного агрегата от нештатных режимов работы при загрязнении фильтровальных устройств и возможность осуществления их периодической промывки.
Технический результат, достигаемый при реализации первого технического решения из заявленной группы полезных моделей, заключается в повышении долговечности и надежности насосного агрегата, в частности, эксплуатируемого в осложненных условиях, характеризующихся высоком содержанием механических примесей в перекачиваемой жидкости, путем обеспечения возможности тонкой фильтрации перекачиваемой жидкости, реализуемой за счет периодической очистки фильтрующих элементов и надежной защиты насосного агрегата от нештатных режимов работы в случае забивания фильтрующих элементов частицами мехпримесей.
Технический результат, достигаемый при реализации второго технического решения из заявленной группы полезных моделей, заключается в обеспечении эффективной защиты насосного агрегата от нештатных режимов работы в случае забивания фильтрующих элементов частицами мехпримесей за счет обеспечения возможности задания давления срабатывания предохранительного клапана с требуемой точностью в течении всего срока эксплуатации капана.
Технический результат, достигаемый при реализации третьего технического
решения из заявленной группы полезных моделей, заключается в обеспечении возможности периодической очистки фильтрующих элементов насосного агрегата и задания расхода жидкости, перетекающей из НКТ при промывке фильтра, с требуемой точностью без усложнения конструкции и снижения надежности обратного клапана.
Технический результат, достигаемый при реализации четвертого технического решения из заявленной группы полезных моделей, заключается в облегчении спуска устройства в скважину.
Погружной скважинный насосный агрегат для добычи нефти, обеспечивающий достижение указанного выше технического результата, включает в себя погружной скважинный насос, средства для фильтрации перекачиваемой жидкости, по меньшей мере, от частиц мехпримесей, распложенные перед приемом насоса по ходу движения перекачиваемой жидкости, предохранительный клапан, выполненный с возможностью соединения с затрубным пространством полости насосного агрегата, находящейся за средствами для фильтрации по ходу движения перекачиваемой жидкости, при повышении давления в затрубном пространстве выше заданного значения. При этом в отличии от прототипа насосный агрегат снабжен обратным клапаном, расположенным за насосом по ходу движения перекачиваемой жидкости и предназначенным для ограничения расхода жидкости, перетекающей из колонны насосно-компрессорных труб в полость насоса при его остановке.
Кроме того, в частном случае реализации первой полезной модели из заявленной группы, насосный агрегат содержит средства для обеспечения движения
потока перекачиваемой жидкости на прием насоса через средства для фильтрации, средства для обеспечения движения потока включают в себя патрубок, верхний конец которого выполнен с возможность закрепления на нижнем модуле насосного агрегата перед спуском насосного агрегата в скважину, а на втором конце патрубка выполнен приемный узел насосного агрегата, включающий в себя, по меньшей мере, один фильтр, и предохранительный клапан, в средней части патрубка выполнены перфорации, а между перфорациями и приемным узлом закреплено устройство для герметизации кольцевого зазора, выполненное с возможностью по существу герметичной установки в эксплуатационной колонне при размещении насосного агрегата в скважине и образующее часть патрубка.
Кроме того, в частном случае реализации первой полезной модели из заявленной группы, предохранительный клапан размещен на нижнем торце патрубка
Кроме того, в частном случае реализации первой полезной модели из заявленной группы, патрубок состоит из труб соединенных между собой муфтами.
Кроме того, в частном случае реализации первой полезной модели из заявленной группы, верхняя труба патрубка, выполнена с возможностью соединения с фланцем нижнего модуля насосного агрегата с помощью муфты.
Кроме того, в частном случае реализации первой полезной модели из заявленной группы, насосный агрегат содержит средства для обеспечения движения потока перекачиваемой жидкости на прием насоса через средства для
фильтрации, средства для обеспечения движения потока включают в себя полый цилиндрический кожух, выполненный с возможностью размещения внутри него погружного электродвигателя насосного агрегата таким образом, что обеспечивается возможность движения потока перекачиваемой жидкости через зазор между кожухом и электродвигателем, средства для, по существу, герметичного закрепления верхнего конца кожуха выше приемного отверстия насоса перед спуском насосного агрегата в скважину и полый цилиндрический хвостовик, выполненный с возможностью закрепления со стороны нижнего открытого конца кожуха с обеспечением движения потока пластовой жидкости через нижний конец хвостовика, на котором выполнен приемный узел насосного агрегата, включающий в себя, по меньшей мере, один фильтр, и предохранительный клапан.
Кроме того, в частном случае реализации первой полезной модели из заявленной группы, предохранительный клапан размещен на нижнем торце хвостовика.
Кроме того, в частном случае реализации первой полезной модели из заявленной группы, средства для фильтрации перекачиваемой жидкости включают в себя, по меньшей мере, один щелевой фильтр, включающий в себя два кольцевых бандажа закрепленные с двух сторон от приемных отверстий трубы, предназначенной для обеспечения движения потока перекачиваемой жидкости на прием насоса через средства для фильтрации потока, а в бандажах закреплены концы проволочной навивки фильтра.
Кроме того, в частном случае реализации первой полезной модели из заявленной
группы, средства для фильтрации перекачиваемой жидкости включают в себя, по меньшей мере, один фильтр, состоящий из двух концентрично расположенных проволочных экранов цилиндрической формы, закрепленных на уровне приемных отверстий трубы, предназначенной для обеспечения движения потока перекачиваемой жидкости на прием насоса через средства для фильтрации потока, а между сетчатыми экранами размещены частицы гравийной засыпки.
Предохранительный клапан погружного скважинного насосного агрегата для добычи нефти, обеспечивающий достижение указанного выше технического результата, включает в себя корпус, предназначенный для закрепления на насосном агрегате, таким образом, что полость корпуса гидравлически связана с полостью насосного агрегата, находящейся за средствами для фильтрации перекачиваемой жидкости по ходу ее движения. В корпусе выполнено отверстие, предназначенное для соединения полости корпуса с затрубным пространством. Клапан включает в себя также запорный орган для закрытия указанного отверстия, при этом запорный орган с помощью пружины прижат с заданным усилием к элементу корпуса, в котором выполнено упомянутое отверстие, с возможностью открытия этого отверстия при повышении давления в затрубном пространстве выше заданного значения. При этом в отличии от прототипа пружина размещена в полости изолированной от, по меньшей мере, основного потока перекачиваемой жидкости.
Кроме того, в частном случае реализации второй полезной модели из заявленной группы, запорный орган представляет собой полый цилиндрический
поршень с осевым отверстием, закрытым со стороны торца, которым запорный орган прижат к упомянутому элементу корпуса, а в боковой стенке запорного органа выполнен, по меньшей мере, один радиально ориентированный канал для соединения осевого отверстия запорного органа с полостью корпуса, в которой выполнено упомянутое отверстие для соединения полости корпуса с затрубным пространством, при этом запорный орган размещен в соответствующем отверстии корпуса с возможностью осевого перемещения, а пружина представляет собой винтовую цилиндрическую пружину и размещена в кольцевой полости между внешней стенкой запорного органа и внутренней стенкой указанного отверстия корпуса.
Кроме того, в частном случае реализации второй полезной модели из заявленной группы, на корпусе закреплена сетка, для отделения крупнодисперсных частиц мехпримесей при движении перекачиваемой жидкости через отверстие, предназначенное для соединения полости корпуса с затрубным пространством.
Кроме того, в частном случае реализации второй полезной модели из заявленной группы, предохранительный клапан снабжен средствами для регулирования усилия сжатия пружины.
Кроме того, в частном случае реализации второй полезной модели из заявленной группы, предохранительный клапан снабжен регулировочным элементом, размещенным в полости клапана посредством резьбового соединения с возможностью осевого перемещения, при этом пружина одним концом опирается на регулировочный элемент.
Кроме того, в частном случае реализации второй полезной модели из заявленной группы, корпус выполнен с возможностью закрепления на нижней торцевой части трубы, предназначенной для обеспечения движения потока перекачиваемой жидкости на прием насоса через средства для фильтрации потока.
Обратный клапан погружного скважинного насосного агрегата для добычи нефти, обеспечивающий достижение указанного выше технического результата, включает в себя седло, предназначенное для размещения за насосом по ходу движения перекачиваемой жидкости, а также запорный орган, выполненный с возможностью размещения на седле клапана при возникновении перетока жидкости из колонны насосно-компрессорных труб и обеспечения перетока, по меньшей мере, части пластовой жидкости из колонны насосно-компрессорных труб. При этом в отличии от прототипа запорный орган выполнен с, по меньшей мере, одним отверстием заданного диаметра, предназначенным для обеспечения перетока пластовой жидкости из колонны насосно-компрессорных труб в полость насоса при его остановке и для ограничения расхода перетекающей жидкости.
Кроме того, в частном случае реализации третьей полезной модели из заявленной группы, седло обратного клапана размещено в полом цилиндрическим корпусе, на концах которого выполнена резьба для соединения корпуса с соответствующей насосно-компрессорной трубой и с верхней секцией или головкой насоса погружного насосного  агрегата
Кроме того, в частном случае реализации третьей полезной модели из заявленной
группы, в отверстии запорного органа размещено седло второго обратного клапана и запорный орган второго обратного клапана, выполненный с возможностью размещения на упомянутом седле при движения перекачиваемой жидкости из полости насоса в колонну насосно-компрессорных труб и перекрытия отверстии запорного органа.
Кроме того, в частном случае реализации третьей полезной модели из заявленной группы, обратный клапан снабжен шламоулавливающим устройством, представляющим собой шламовую трубу, закрепленную за седлом обратного клапана по ходу движения перекачиваемой жидкости с возможностью размещения внутри колонны насосно-компрессорных труб, таким образом, что кольцевой зазор между внешней стенкой шламовой трубы и внутренней стенкой соответствующей трубы колонны насосно-компрессорных труб закрыт со стороны обращенного к седлу клапана конца шламовой трубы с образованием кольцевой камеры, которая сообщена с внутренней полостью шламовой трубы посредством сквозных отверстий, выполненных в боковой стенке шламовой трубы, при этом шламовая труба закрыта с противоположного от седла конца.
Устройство для герметизации кольцевого зазора в скважине, обеспечивающий достижение указанного выше технического результата, включает в себя трубу, выполненную с возможностью присоединения своими концами к соответствующим элементам скважинных устройств, предназначенных для обеспечения движения потока перекачиваемой жидкости на прием насоса погружного насосного агрегата через средства для фильтрации потока, а также,
по меньшей мере, два кольцевых уплотнительных элемента. При этом в отличии от прототипа устройство снабжено втулкой, установленной на трубе с возможностью свободного осевого перемещения вдоль указанной трубы, при этом уплотнительные элементы закреплены на наружной поверхности втулки.
Кроме того, в частном случае реализации четвертой полезной модели из заявленной группы, труба образует часть патрубка, предназначенного для обеспечения движения потока перекачиваемой жидкости на прием насоса через средства для фильтрации потока, на верхнем, по отношению к расположению насосного агрегата в скважине, конце втулки закреплена шайба с возможностью упора в нижнюю торцевую поверхность муфты, предназначенной для соединения трубы с соответствующим элементом патрубка погружного насосного агрегата, а в нижней части трубы установлено стопорное кольцо для ограничения осевого перемещения втулки.
Кроме того, в частном случае реализации четвертой полезной модели из заявленной группы, на втулке установлены два кольцевых центратора со сферообразной наружной поверхностью, между которыми размещены уплотнительные элементы и кольцевые проставки, чередующиеся между собой, верхний центратор установлен с возможностью упора в соответствующую поверхность шайбы, а на нижнем конце втулки на ее наружной поверхности выполнена резьба и установлена гайка с возможностью поджатия нижнего центратора к элементам, расположенным между центраторами, для регулирования степени первоначальной деформации уплотнительных элементов.
Кроме того, в частном случае реализации четвертой полезной модели из заявленной группы, высота проставок, расположенных между упругими элементами, измеренная в осевом направлении находится в пределах от 0,25 до 0,75 их диаметра.
Кроме того, в частном случае реализации четвертой полезной модели из заявленной группы, наружный диаметр уплотнительных элементов больше наружного диаметра проставок и меньше наибольшего диаметра центраторов, при этом уплотнительные элементы выполнены из эластичного материала, способного к разбуханию в среде пластовой жидкости.
Снабжение погружного насосного агрегата предохранительным и обратным клапаном заявленной конструкции позволяет обеспечить возможность нормального функционирования насосного агрегата в сложных условиях, характеризующихся высоким содержанием мехпримесей в перекачиваемой жидкости, так как с одной стороны защищает насос от срыва подачи, а погружной электродвигатель от перегрева при забивании фильтрующих элементов частицами мехпримесей, а с другой стороны позволяет проводить периодическую промывку фильтров без использования специального оборудования. Все это позволяет использовать фильтрующие элементы с минимальным размером ячейки и, соответственно, отделять от потока мелкие частицы, что обеспечивает максимальную степень очистки перекачиваемой жидкости и существенно повышает надежность и долговечность насосного агрегата.
Выполнение предохранительного клапана с запорным органом, прижимаемым к седлу клапана стандартной винтовой цилиндрической пружиной
сжатия-растяжения с известными характеристиками обеспечивает возможность точного задания и, при необходимости, регулирования усилия открытия запорного элемента и, соответственно, давления срабатывания предохранительного клапана. Это обеспечивает эффективную защиту насоса от срыва подачи и защиту погружного электродвигателя от перегрева в случае забивания фильтрующих элементов частицами мехпримесей. Защита пружины клапана от воздействия агрессивной среды пластовой жидкости позволяет обеспечить неизменность упругой характеристики пружины в течении всего срока эксплуатации клапана.
Выполнение отверстий для перетока части пластовой жидкости из колонны насосно-компрессорных труб непосредственно в запорном органе обратного клапана позволяет избежать ощутимого усложнения конструкции обратного клапана. Ограничение расхода перетекающей жидкости позволяет сохранить часть противодавления столба жидкости в колонне НКТ для облегчения запуска насоса. При этом заявленная конструкция обратного клапана позволяет максимально упростить задачу точного задания расхода жидкости, перетекающей из НКТ при промывке фильтра, который обеспечивается за счет подбора соответствующего диаметра отверстия.
Закрепление уплотнительных элементов на втулке, установленной на трубе устройства для герметизации кольцевого зазора с возможностью свободного осевого перемещения существенно облегчает спуск устройства в скважину. Диаметр уплотнительных элементов практически равен внутреннему диаметру эксплуатационной колонны, поэтому при прохождении устройством
участков скважины, на которых стенки обсадной колонны загрязнены различного рода отложениями (например, парафином), что сужает проходной диаметр колонны, или при прохождении искривленного участка скважины и т.п. высока вероятность заклинивания устройства, что существенно усложнит процедуру спуска насосного агрегата и может привести к повреждению уплотнительных элементов. Однако, благодаря возможности осевого перемещения насосный агрегат относительно втулки, на которой закреплены уплотнительные элементы, в случае заклинивания устройства колонна НКТ с насосным агрегатом продолжит движение вниз, а когда верхний конец трубы устройства, жестко связанной с насосным агрегатом, упрется в верхний торца втулки дальнейшее движение станет невозможно и на втулку будет оказано ударное воздействие, которое вследствие значительной массы насосного агрегата и колонны НКТ будет весьма значительным и обеспечит продавливание устройства через проблемный участок скважины. При необходимости ударное воздействие может быть осуществлено несколько раз до полного продавливания устройства.
Возможность осуществления каждого из технических решений, образующих группу полезных моделей, охарактеризованную приведенной выше совокупностью признаков, подтверждается описанием погружного скважинного насосного агрегата для добычи нефти, выполненного в соответствии с заявленной группой полезных моделей.
Описание сопровождается графическими материалами, на которых изображено следующее.
На Фиг.1 - изображен погружной скважинный насосный агрегат для добычи нефти (первая схема подвода жидкости на прием насоса).
На Фиг.2 - изображен погружной скважинный насосный агрегат для добычи нефти (вторая схема подвода жидкости на прием насоса).
На Фиг.3 - изображено устройство для герметизации кольцевого зазора в скважине.
На Фиг.4 - изображен предохранительный клапан.
На Фиг.5 - изображен первый вариант выполнения обратного клапана.
На Фиг.6 - изображен второй вариант  выполнения обратного клапана.
Погружной скважинный насосный агрегат 1 для добычи нефти включает в себя погружной скважинный насос 2 с входным модулем 3, погружной электродвигатель 4 с гидрозащитой и систему фильтров 5, распложенных перед приемом насоса по ходу движения перекачиваемой жидкости. Насосный агрегат 1 также включает в себя предохранительный клапан 6 для соединения расположенной за фильтрами 5 полости насосного агрегата с затрубным пространством при засорении фильтров. Кроме того, насосный агрегат снабжен обратный клапаном 7 с отверстием 8, предназначенным для прочистки фильтров при остановке насоса 2 за счет перетока части перекачиваемой жидкости из колонны насосно-компрессорных труб.
Подвод жидкости через фильтры на прием насоса может быть организован по двум схемам.
В соответствии с первой схемой (см. Фиг.1) насосный агрегат снабжают патрубком 9, который состоит из нескольких трубчатых элементов, соединенных
между собой резьбовыми муфтами 12. Патрубок состоит из переходника 47, внутренней трубы 14 устройства 11 для герметизации кольцевого зазора, выполненное с возможностью по существу герметичной установки в эксплуатационной (обсадной) колонне при размещении насосного агрегата в скважине, и фильтров 5, закрепленных один над другим под устройством 11.
Перед спуском насосного агрегата в скважину переходник 47 закрепляют на нижнем фланце электродвигателя (компенсатора гидрозащиты, блока погружной телеметрии и т.п.) с помощью фланцевой муфты 13. На нижнем конце патрубка выполнен приемный узел насосного агрегата, включающий в себя упомянутые фильтры 5 и предохранительный клапан 6, размещенный на нижнем торце патрубка 9. В переходнике 47 выполнены отверстия 10, через которые пластовая жидкость, прошедшая через фильтры 5 поступает в полость над устройством 11 и попадает на прием насоса 2.
Устройство 11 включает в себя трубу 14, выполненную с возможностью присоединения к соответствующим элементам патрубка 9 с помощью муфт 12, и втулку 18, установленную на трубе 14 с возможностью свободного осевого перемещения вдоль указанной трубы. На верхнем конце втулки 18 приварена шайба 19 с возможностью упора в нижнюю торцевую поверхность муфты 12, а в нижней части трубы установлено стопорное кольцо 26 для ограничения осевого перемещения втулки 18. На втулке установлены два кольцевых центратора 30 и 40 со сферообразной наружной поверхностью, между которыми размещены уплотнительные элементы (манжеты) 41 и металлические кольцевые проставки 42, чередующиеся между собой.
Высота проставок 42, расположенных между упругими элементами 41, измеренная в осевом направлении, составляет примерно 0,5 от их диаметра, а наружный диаметр уплотнительных элементов больше наружного диаметра проставок. Таким образом после размещения устройства 11 в эксплуатационной колонне между упругими элементами образуются кольцевые полости, которые постепенно будут заполняться перекачиваемой жидкостью и оседающими частицами мехпримесей, что обеспечит минимизацию перетечек перекачиваемой жидкости через устройство 11.
Верхний центратор установлен с возможностью упора в соответствующую поверхность шайбы 19, а на нижнем конце втулки на ее наружной поверхности выполнена резьба и установлена гайка 43, зафиксированная контргайкой 44 предназначенная для поджатия нижнего центратора к элементам, расположенным между центраторами, для регулирования степени первоначальной деформации уплотнительных элементов 41, которые выполнены из упругого материала, способного к разбуханию в среде пластовой жидкости. Наружный диаметр уплотнительных элементов 41 меньше наибольшего диаметра центраторов 30 и 40, что позволяет исключить возможность повреждения уплотнительных элементов в процессе спуска насосного агрегата. Кроме того, нижний центратор 40 при прохождении сложных участков скважины воздействуют на стенки обсадной колонны, формируя сечение, необходимое для нормального прохода уплотнительных элементов 41.
при этом уплотнительные элементы выполнены из эластичного материала, склонного к разбуханию при погружении в пластовую жидкость, что наряду
с описанным выше "заиливанием" кольцевых полостей между элементами 41 обеспечивает необходимую степень герметизации кольцевого зазора.
Устройство 11 препятствует обратному перетоку жидкости из части затрубного пространства, в которую выходят отверстия 10 патрубка в нижнюю часть затрубного пространства, из которого пластовая жидкость поступает в фильтры 5. В связи с тем, что уровень жидкости над устройством 11 минимален, создание давления на пробку снизу исключено из-за наличия предохранительного клапана 6, а незначительный переток жидкости через щель между уплотнительными элементами 41 и стенкой эксплуатационной колонны 15 не влияет на работу насосного агрегата, не требуется применение дополнительных средств, обеспечивающих герметичность устройства после спуска насосного агрегата в скважину.
В случае заклинивания устройства 11 насосный агрегат продолжит движение вниз за счет смещения трубы 14 относительно втулки 18 и окажет ударное воздействие на втулку 18 при упоре нижнего торца муфты 12 в шайбу 19 обеспечив продавливание устройства 11 через проблемный участок скважины как описано выше.
В соответствии со второй схемой (см. Фиг.2) подвода жидкости на прием насоса насосный агрегат снабжают полым цилиндрическим кожухом 16. Перед спуском насосного агрегата в скважину верхний конец кожуха закрепляют выше приемных отверстий входного модуля 3 насоса 2. Конструкция кожуха и средств для его закрепления может предусматривать герметизацию отверстия для прохода кабеля-удлинителя, но т.к. небольшой переток жидкости
не влияет на работу насосного агрегата герметизация этого отверстия не является обязательной. Погружной электродвигатель 4 с гидрозащитой размещают внутри кожуха 16 так, чтобы между кожухом и электродвигателем образуется зазор достаточный для обеспечения нормального движения потока перекачиваемой жидкости. Поток жидкости омывает стенку корпуса электродвигателя, обеспечивая его охлаждение, а затем попадает во входной модуль 3. Для оптимального использования объема затрубного пространства скважин с небольшим внутренним диаметром эксплуатационной колонны кожух может быть закреплен со смещением относительно продольной оси насосного агрегата в направлении узла токоввода электродвигателя (см. патент RU 43320 U1, 2005.01.10).
Со стороны нижнего открытого конца кожуха 16 посредством муфты закрепляют полый цилиндрический хвостовик 17, который представляет собой соединенные между собой насосно-компрессорные трубы. Таким образом, после спуска насосного агрегата в скважину поток пластовой жидкости из интервала перфорации скважины за счет депрессии, создаваемой насосным агрегатом, будет двигаться в направлении нижнего конца хвостовика, на котором выполнен приемный узел насосного агрегата, при этом на участке между интервалом перфораций и нижним концом кожуха будет происходить натуральная сепарация газа, а скважина будет выступать в роли естественного газосепаратора. Кроме того, использование второй схемы подвода жидкости позволяет спускать насосный агрегат ниже зоны перфорации в обсадной колонне, при этом за счет увеличенной глубины спуска насоса давление на
приеме насоса оказывается повышенным, что позволяет стабилизировать работу центробежного насоса.
Приемный узел также как и при первой схеме подвода жидкости на прием насоса включает в себя два или более расположенных друг над другом фильтра 5 и предохранительный клапан 6, размещенный на нижнем торце хвостовика 17.
Каждый из фильтров 5 представляет собой щелевой фильтр, включающий в себя два кольцевых бандажа закрепленные с двух сторон от приемных отверстий патрубка 9 или хвостовика 17 в зависимости от схемы подвода жидкости на прием насоса, а в бандажах закреплены концы проволочной навивки фильтра. Может быть использован также фильтр с гравийной засыпкой, включающий в себя два концентрично расположенных проволочных экрана цилиндрической формы, закрепленных на уровне приемных отверстий патрубка или хвостовика в зависимости от схемы подвода жидкости на прием насоса, а между сетчатыми экранами размещены частицы гравийной засыпки.
Предохранительный клапан 6 включает в себя корпус 20, закрепляемый в нижней части насосного агрегата на конце патрубка 9 (хвостовика 17) и крышку 21, образующие полость клапана, которая гидравлически связана с полостью патрубка (хвостовика), находящейся за средствами для фильтрации перекачиваемой жидкости по ходу ее движения. Внутри корпуса 20 размещен запорный орган 22 и выполнено отверстие 24, связывающее полость корпуса с затрубным пространством.
Запорный орган 22 с помощью винтовой цилиндрической пружины 25 прижат к внутренней стенке корпуса с заданным усилием, определяемым характеристиками пружины, что обеспечивает открытие отверстия 24 при повышении давления в затрубном пространстве выше заданного значения, происходящем вследствие засорения фильтров 5 и снижения их пропускной способности.
Запорный орган 22 представляет собой полый цилиндрический поршень, размещенный в соответствующем отверстии корпуса 20 с возможностью осевого перемещения. Центральное осевое отверстие 27 запорного органа закрыто со стороны торца, которым запорный орган прижат к упомянутому элементу корпуса, а в боковой стенке выполнены четыре радиальных канала 28, связывающие центральное отверстие 27 с полостью 29 корпуса, в которой выполнено отверстие 24. Пружина 25 размещена в кольцевой полости 45 между внешней стенкой запорного органа 22 и внутренней стенкой отверстия 20 корпуса. При этом пружина опирается на шайбу 46, обеспечивающую требуемую степень изоляции полости 45 и защиту пружины воздействия агрессивной среды.
При повышении давления в затрубном пространстве выше заданного значения пружина 25 сжимается под действием усилия со стороны нижнего торца запорного органа 22, который поднимается с седла и пластовая жидкость через отверстия 24, 28 и 27 поступает в патрубок 9 (хвостовик 17) минуя фильтры 5.
На корпусе 20 закреплена сетка 23, для отделения крупнодисперсных частиц
мехпримесей при движении перекачиваемой жидкости через отверстие 24.
Предохранительный клапан может быть снабжен регулировочным элементом (на чертежах не показан), размещенным в полости клапана посредством резьбового соединения с возможностью осевого перемещения, в этом случае пружина 25 своим концом, противоположным запорному органу, должна опираться на регулировочный элемент, что позволяет регулировать усилие сжатие пружины и, соответственно, давление при котором происходит открытие клапана, определяемое высотой расчетного динамического уровня жидкости в скважине и глубиной спуска насосного агрегата (при эксплуатации агрегата ниже интервала перфорации). Усилие сжатия пружины также может регулироваться путем изменения положения крышки 21 относительно корпуса 20 на резьбе 31.
Обратный клапан 7 включает в себя седло 32 и запорный орган 33 тарельчатого типа, размещенные в проточной части насосного агрегата за насосом по ходу движения перекачиваемой жидкости в отдельном корпусе 39, на концах которого выполнена резьба для соединения корпуса с соответствующей насосно-компрессорной трубой и верхней секцией (головкой) насоса (на чертежах не показана).
Запорный орган 33 выполнен с возможностью размещения на седле 32 клапана и перекрытия проходного канала клапана при возникновении перетока жидкости из колонны насосно-компрессорных труб после остановки насоса. Поверхность контакта седла и запорного органа герметизирована с помощью
шайбы 34. В верхней части запорного органа выполнен патрубок 35, который размещен с возможностью осевого перемещения в соответствующем отверстии ограничителя 36, закрепленного в корпусе 39 обратного клапана.
После запуска насоса запорный орган 33 перемещается вверх под действием потока перекачиваемой, открывая канал для прохода жидкости, при этом клапан 7 создает минимальное гидравлическое сопротивление перекачиваемой жидкости. После остановки насоса жидкость из колонны НКТ под действием силы тяжести устремляется вниз в результате чего запорный орган садится на седло 32.
В запорном органе капана выполнен осевой канал 8 заданного диаметра, связывающий полости над и под клапаном. Канал 8 предназначен для обеспечения перетока части пластовой жидкости из колонны насосно-компрессорных труб в полость насоса при его остановке. Из полости насоса жидкость попадает в патрубок 9 (хвостовик 17) и через фильтры 5 выходит в затрубное пространство. Перетек жидкости обеспечивает естественную промывку фильтров при остановке насоса без применения специального промывочного оборудования и каких-либо специальных действий со стороны оператора. Расчетный расход жидкости, перетекающей из НКТ при промывке фильтра, обеспечивается за счет подбора соответствующего диаметра отверстия 8. Ограничение расхода перетекающей жидкости позволяет сохранить часть противодавления столба жидкости в колонне НКТ, что облегчает запуск насоса.
В отверстии 8 запорного органа может быть размещено седло 37 и запорный орган 38 второго обратного клапана (см. Фиг.6). Запорный орган 38 садится на седло 37 при движения перекачиваемой жидкости из полости насоса в колонну насосно-компрессорных труб и перекрывает отверстие 8, что обеспечивает защиту отверстия от воздействия потока перекачиваемой жидкости.
Обратный клапан может быть снабжен шламоулавливающим устройством, представляющим собой закрытую со стороны ее верхнего конца шламовую трубу (на чертежах не показана), которую закрепляют в корпусе 39 над седлом 32 таким образом, чтобы выход клапана 7 был гидравлически соединен с полостью шламовой трубы. Верхнюю часть шламовой трубы размещают внутри соответствующей трубы колонны НКТ. Кольцевой зазор между внешней стенкой шламовой трубы и внутренней стенкой указанной трубы колонны НКТ, закрытый со стороны нижнего конца шламовой трубы, образует кольцевую камеру для оседающих при остановке насоса частиц мехпримесей. Эта камера сообщена с внутренней полостью шламовой трубы посредством сквозных отверстий, выполненных в боковой стенке шламовой трубы, через которые проходит поток перекачиваемой жидкости при работающем насосе, попутно вымывая осадок из образованной шламовой трубой камеры.