ПЛУНЖЕР СО ШТОКОМ-КЛАПАНОМ ШТАНГОВОГО НАСОСА, ПРИМЕНЯЕМОГО ДЛЯ ДОБЫЧИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ

Предложение относится к нефтедобывающей отрасли и может быть использовано как для добычи природных битумов, так и для добычи высоковязких нефтей.
Известен «Штанговый насос для добычи высоковязкой нефти» (патент RU №55892, F04B 47/00, опубл. Бюл. №24 от 27.08.2006 г.), в состав которого входит вставляемый в цилиндр плунжер со штоком-клапаном, содержащим толкателем, соединенным снизу со штоком-клапаном, а сверху - с колонной штанг, оснащенным центрирующей крыльчаткой и вставленным в плунжер с возможностью ограниченного осевого перемещения.
Недостатками данного устройства являются:
во-первых, шток-клапан не отцентрирован относительно плунжера и, следовательно, герметично взаимодействует с седлом только при больших нагрузках, а в начальной фазе подъема плунжера пропускает жидкость через себя, что снижает коэффициент полезного действия (КПД) насоса;
во-вторых, при добыче высоковязкой нефти внутренняя поверхность плунжера покрывается ей, а крыльчатка, скользя по всей внутренней поверхности плунжера, сильно тормозит перемещение штока-клапана, что приводит к запаздываниям при открытии и закрытии штока-клапана, что значительно снижает КПД насоса, и значительно увеличивает нагрузки на штанги, что вызывает сокращение межремонтного периода, необходимого для замены штанг;
в-третьих, при работе с высоковязкой нефтью шток-клапан и седло испытывают большие нагрузки, что приводит к преждевременному разрушению седла, выполненному непосредственно на плунжере и/или штока-клапана, при выходе его или их из строя насос останавливают, извлекают из скважины и ремонтируют или заменяют дорогостоящие полированный плунжер и/или шток-клапан, что приводит к большим материальным затратам.
Наиболее близким к предлагаемому является «Штанговый насос для добычи высоковязкой нефти» (патент RU №92487, F04B 47/00, опубл. Бюл. №8 от 20.03.2010 г.), в состав которого входит вставляемый в цилиндр плунжер со штоком-клапаном, взаимодействующим с плунжером, жестко соединенным с колонной штанг с возможностью ограниченного осевого перемещения в плунжере и оснащенным центрирующими продольными направляющими, образующими продольные каналы.
Недостатками данного устройства являются:
во-первых, при добыче высоковязкой нефти внутренняя поверхность плунжера покрывается ей, а радиальные центрирующие и направляющие пластины, скользя по всей внутренней поверхности плунжера, сильно тормозит перемещение штока-клапана, что приводит к запаздываниям при открытии и закрытии штока-клапана, что значительно снижает КПД насоса, и значительно увеличивает нагрузки на штанги, что вызывает сокращение межремонтного периода, необходимого для замены штанг;
во-вторых, при работе с высоковязкой нефтью шток-клапан и седло испытывают большие нагрузки, что приводит к преждевременному разрушению седла, выполненному непосредственно на плунжере и/или штока-клапана, при выходе его или их из строя насос останавливают, извлекают из скважины и ремонтируют или заменяю дорогостоящие полированный плунжер и/или шток-клапан, что приводит к большим материальным затратам.
Технической задачей полезной модели является создание конструкции плунжера со штоком-клапаном штангового насоса, применяемого для добычи высоковязкой нефти, позволяющей увеличить КПД насоса за счет снижения сопротивления перемещения штока - клапана в плунжере, увеличить межремонтный период и снизить затраты использование, обслуживание и ремонт насоса за счет увеличения ресурса работы штока-клапана и плунжера и увеличения КПД насоса.
Техническая задача решается предлагаемым плунжером со штоком-клапаном штангового насоса, применяемого для добычи высоковязкой нефти, включающий соединенный жестко с колонной штанг шток-клапан, вставленный в плунжер с возможностью ограниченного осевого перемещения и оснащенный центрирующими продольными направляющими, образующими продольные каналы.
Новым является то, что плунжер сверху и снизу оснащен съемными соответственно верхней и нижней кольцевыми насадками из более твердого и износостойкого материала чем материал плунжера, которые выполнены с возможностью взаимодействия с направляющими, исключая их взаимодействие с плунжером изнутри, при этом шток-клапан оснащен съемной кольцевой вставкой, изготовленной из износостойкого материала и выполненной с возможностью герметичного взаимодействия с нижней насадкой плунжера при перемещении штока-клапана вверх относительно плунжера.
Новым является также то, что в верхней вставке выполнены радиальные каналы.
На фиг.1 изображен плунжер с закрытым штоком-клапаном в продольном разрезе.
На фиг.2 изображен поперечный разрез А-А.
Плунжер 1 (фиг.1) со штоком-клапаном 2, штангового насоса, применяемого для добычи высоковязкой нефти, включает соединенный жестко через переводник 3, играющего роль верхнего упора, с колонной штанг 4 шток-клапан 2, вставленный в плунжер 1 с возможностью ограниченного осевого перемещения и оснащенный центрирующими продольными направляющими 5 (фиг.1 и 2), образующими продольные каналы 6. Плунжер 1 (фиг.1) сверху и снизу оснащен съемными соответственно верхней 7 и нижней 8 кольцевыми насадками из более твердого и износостойкого материала, чем материал плунжера. Насадки 7 и 8 выполнены с возможностью взаимодействия с направляющими 5, исключая их взаимодействие с плунжером 1 изнутри (например: за счет того, что внутренние диаметры D1 и D2 соответствующих насадок 7 и 8 меньше внутреннего диаметра D плунжера 1, или на направляющих 5 в средней части, не взаимодействующей с насадками 7 и 8, выполнено сужение - на фиг.1 не показано). При этом шток-клапан 2 оснащен съемной кольцевой вставкой 9, изготовленной из износостойкого материала и выполненной с возможностью герметичного взаимодействия с нижней насадкой 8 плунжера 1 при перемещении штока-плунжера 2 вверх относительно плунжера 1. Для упрощения изготовления в верхней насадке 7 могут быть выполнены радиальные каналы 10 для перетока жидкости, когда шток-клапан 2 с плунжером 1 перемещаются вниз относительно цилиндра 11 насоса.
Плунжер 1 собирают следующим образом.
Плунжер 1 перед сборкой оснащают посаженными на герметик (на фиг.1 не показан) верхней 7 и нижней 8 насадками (например, при помощи резьбы), шток-клапан 2 -кольцевой вставкой 9, фиксируемой, например, при помощи гайки 12 и контргайки 13. После чего шток клапан 2 вставляют снизу в плунжер 1, а сверху навинчивают переводник 3, обеспечивая ограниченное перемещение L штока-клапана 2 в плунжере 1.
После чего плунжер 1 со штоком-клапаном 2 вставляют в цилиндр 11, если насос вставной, через переводник соединяют с колонной штанг 4, на которых спускают в скважину (на фиг.1 не показана) до фиксации цилиндра 11 в предварительно спущенным в скважину герметизирующем и фиксирующем узле (на фиг.1 не показан) в интервале установки. Или если насос стационарный плунжер 1 со штоком-клапаном 2 через переводник соединяют с колонной штанг 4, на которых спускают в скважину до входа в цилиндр 11, который предварительно спущен на лифтовой колонне труб (на фиг.1 не показаны) в интервале установки скважины.
Плунжер 1 со штоком-клапаном 2 после установки в скважине работает следующим образом.
Колонне штанг 4 сообщают возвратно-поступательные движения при помощи устьевого привода (на фиг.1 не показан). При перемещении вверх колонны штанг 4 шток-клапан 2 герметично прижимает вставку 9 к нижней насадке 8 плунжера 1, с которым перемещается вверх относительно цилиндра 11, выталкивая продукцию скважины (высоковязкую нефть) из надплунжерной полости 14 цилиндра 11 вверх к устью скважины.
При перемещении колонны штанг 4 вниз переводник 3, взаимодействуя с верхней вставкой 7 плунжера 1, перемещает его вниз относительно цилиндра 11. При этом вставкой 9 выходит из взаимодействия с нижней насадкой 8, и продукция скважины из под-плунжерной полости 15 цилиндра 11 по продольным каналам 6 (фиг.1 и 2) и радиальным каналам 10 (фиг.1) верхней насадки 7 перетекает в надплунжерную полость 14.
Повторение циклов возвратно поступательных перемещений колонны штанг 4 позволяет производить постоянный подъем высоковязкой нефти на устье скважины.
Благодаря тому, что удалось исключить трение направляющих 5 (фиг.1 и 2) штока-клапана 2 о внутреннюю поверхность плунжера 1, а центрирование обеспечить только на участках взаимодействия направляющих с верхней 7 (фиг.1) и нижней 8 насадок, снизилось усилие перемещения штока-клапана 2 внутри плунжера 1 при перекачке высоковязкой нефти, уменьшилось и время закрытия и открытия штока-клапана 1, это привело к повышению КПД насоса. На практических испытаниях увеличение зазора между направляющими 5 штока-клапана 2 и внутренней поверхностью плунжера 1 на 0,25÷0,5 мм снизило усилие перемещения штока-клапана 2 внутри плунжера 1 соответственно в три-четыре раза, уменьшило время открытия закрытия штока-клапана 2 в два-три раза и, как следствие, увеличило КПД на 17-28%. насоса, предназначенного для перекачки высоковязких нефтей. Повышение КПД насоса снижает затраты энергии на подъем этим насосом продукции скважины.
То, что плунжер 1 сверху и снизу оснащен съемными соответственно верхней 7 и нижней 8 кольцевыми насадками, шток-плунжер - съемной кольцевой насадкой 9, которые изготовлены из более твердого и износостойкого материала, чем материалы плунжера 1 и штока-клапана 2, это позволило увеличить межремонтный период в 5-7 раз. Причем наиболее часто встречающейся неполадкой является потеря герметичности в месте контакта 16 между нижней насадкой 8 и вставкой 9, что определяется падением давления на устье скважины (манометр на Фиг.1 не показан) после перемещения плунжера 1 вверх относительно цилиндра 11 и остановки устьевого привода. После потери герметичности в месте контакта 16, плунжер 1 со штоком-клапаном 2 извлекают из скважины, заменяют только на новую притертую пару: нижнюю насадку 8 на плунжере 1 и вставку 9 на штоке-клапане 2, которые значительно дешевле и проще в изготовлении и ремонте цельных плунжера 1 и штока-клапана 2.
Все это в совокупности экономит затраты на изготовление, использование, ремонт плунжера 1 и штока клапана 2.
Предлагаемый плунжер со штоком-клапаном штангового насоса, применяемого для добычи высоковязкой нефти, позволяет увеличить КПД насоса за счет снижения сопротивления перемещения штока-клапана в плунжере, увеличить межремонтный период и снизить затраты на использование, обслуживание и ремонт насоса за счет увеличения ресурса работы штока-клапана и плунжера и увеличения КПД насоса.