СКВАЖИННЫЙ ШТАНГОВЫЙ НАСОС ДЛЯ ДОБЫЧИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к скважинным штанговым насосам, используемым для поднятия высоковязкой 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, 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 высоковязкими 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.
Задачей настоящего изобретения является создание надежного в работе и простого в обслуживании насоса с высоким КПД и расширенными технологическими возможностями.
Техническим результатом, достигаемым изобретением, является возможность подъема при ремонте и/или обслуживании только плунжера со всеми принудительно закрывающимися и открывающимися клапанами, а также работы с высоковязкими нефтями и в скважинах со сложным профилем.
Поставленная задача решается, а технический результат достигается скважинным штанговым насосом для добычи высоковязкой нефти, содержащий цилиндр, связанный верхней частью с колонной насосно-компрессорных труб, плунжер, размещенный в цилиндре с образованием надплунжерной камеры 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,
Новым является то, что плунжер выполнен полым с верхней и нижней насадками меньшего внутреннего диаметра, чем внутренний диаметр плунжера, всасывающий клапан оснащен толкателем, жестко соединенным с колонной штанг и вставленным внутрь плунжера с возможностью продольного перемещения, ограниченного сверху наружным выступом толкателя, расположенным внутри плунжера и выполненным с возможностью взаимодействия с нижней насадкой при перемещении вниз, а снизу - всасывающим клапаном, перекрывающим полость плунжера при перемещении вверх, при этом нагнетательный клапан изнутри снабжен тормозом, взаимодействующим с колонной штанг с усилием, не превосходящим усилие цанги ограничителя хода, причем колонна насосно-компрессорных труб оснащена центратором нагнетательного клапана, расположенным между надплунжерной камерой и цангой ограничителя хода.
На фиг.1 изображена верхняя часть предлагаемого скважинного штангового насоса.
На фиг.2 изображена нижняя часть предлагаемого скважинного штангового насоса.
Скважинный штанговый насос для добычи высоковязкой нефти, содержащий цилиндр 1 (фиг.1), связанный верхней частью с колонной насосно-компрессорных труб 2 (НКТ) муфтами 3, плунжер 4 (фиг.2), размещенный в цилиндре 1 с образованием надплунжерной камеры 5 и соединенный с колонной штанг 6 (фиг.1), в состав которых входит полированный шток 7 и упор 8 (например: выполненный в виде муфты), нагнетательный клапан 9, подвижно расположенный на полированным штоке 7 колонны штанг 6 между упором 8 и плунжером 4 (фиг.2) и выполненный кольцевым, с диаметром D1 (фиг.1), превышающим максимальный диаметр D (фиг.2) плунжера 4, всасывающий клапан 10, сообщающий надплунжерную камеру 5 с внутрискважинным пространством 11, и ограничитель хода 12 (фиг.1) вверх нагнетательного клапана 9, выполненный в виде цанги, установленной в колонне НКТ 2. Плунжер 4 (фиг.2) выполнен полым с верхней 13 и нижней 14 насадками меньшего соответствующего внутреннего диаметра d1 и d2, чем внутренний диаметр d плунжера 4. всасывающий клапан 10 оснащен толкателем 15, жестко соединенным муфтой 16 с полированным штоком 7 колонны штанг 6 и вставленным внутрь плунжера 4 с возможностью продольного перемещения, ограниченного сверху наружным выступом 17 толкателя 16, расположенным внутри плунжера 4 и выполненным с возможностью взаимодействия с нижней насадкой 14 при перемещении вниз, а снизу - всасывающим клапаном 10, перекрывающим полость плунжера 4 при перемещении вверх. Нагнетательный клапан 9 (фиг.1) изнутри снабжен тормозом 18, взаимодействующим с полированным штоком 7 колонны штанг 6 с усилием, не превосходящим усилие цанги 12 ограничителя хода, причем колонна НКТ 2 оснащена центратором 19 (например, выполненных в виде продольных пластин, размещенных внутри НКТ 2 равномерно по окружности) нагнетательного клапана 9, расположенным между надплунжерной камерой 5 и цангой 12 ограничителя хода. Тормоз 18 может быть изготовлен любой известной конструкции, например, в виде показанных условно и надетых совместно с нагнетательным клапаном 9 с натягом на полированный шток: набора фрикционных накладок 20 (медных сегментов), поджатых эластичным кольцом 21, пружинных (разрезных) колец, эластичных (резиновых или полиуретановых) колец и/или магнитных наборных сегментов, зафиксированных и поджатых контрирующим винтом 22, который выполняет роль дополнительного груза. Несанкционированные перетоки жидкости через нагнетательный клапан 7 исключаются при помощи полированного штока 7 и уплотнительных колец 23, 24 и 25. Центратор 19 может быть выполнен выполненных в виде продольных жестких (см. фиг.1) или пружинных (на фиг.1 не показаны) пластин, размещенных внутри НКТ 2 равномерно по окружности.
Описываемый насос работает следующим образом.
В скважину 26 (показана условно) спускают колонну труб 2 с цангой 12 ограничителя хода и цилиндром 1 в необходимый интервал установки. Затем в колонну труб 2 на колонне штанг 6 спускают плунжер 4 с толкателем 15 и клапанами 9, 10 (фиг.2) до входа плунжера 4 в цилиндр 1 и прохождения нагнетательным клапаном 9 (фиг.1) цанги 12 ограничителя хода под действием веса колонны штанг 6 и при помощи упора 8, опирающегося сверху на нагнетательный клапан 9. Спуск колонны штанг 6 осуществляют до взаимодействия нагнетательного клапана 9 с цилиндром 1 (который может быть оснащен съемным седлом 27 клапана 9, для удобства изготовления и ремонта насоса), что отмечается на индикаторе веса (на фиг.1 не показан) на устье скважины снижением веса колонны штанг 6. После чего на устье скважины колонну штанг 6 присоединяют к приводу (например, станок-качалка или цепной привод - на фиг.1 не показан), который придает колонне штанг 6 возвратно-поступательное движение, передающееся через толкатель 15 (фиг.2) на плунжер 3. При перемещении колонны штанг 6 (фиг.1) вверх относительно цилиндра 1 всасывающий клапан 10 (фиг.2) перекрывает полость плунжера 4 и тянет его вверх за колонной штанг 6. В результате в надплунжерной камере 5 создается избыточное давление по отношению к столбу высоковязкой нефти, находящемуся в колонне труб 2 (фиг.1). Нагнетательный клапан 9 под действием этого избыточного давления и тормоза 18 открывается - поднимается над седлом 27 цилиндра 1, и высоко вязкая нефть из надплунжерной камеры 5 поступает в колонну труб 2. Во время своего подъема нагнетательный клапан 9 упирается в цангу 12 ограничителя хода и останавливается, преодолевая усилие тормоза 18, в то время как колонна штанг 6 перемещается вверх. При перемещении колонны штанг 6 вниз относительно цилиндра 1 нагнетательный клапан 9 под действием тормоза 18 вместе с колонной штанг 6 принудительно опускается к седлу 27 цилиндра 1 и закрывается, перекрывая сообщение между колонной труб 2 и надплунжерной камерой 5 и дополнительно прижимаясь к седлу 27 цилиндра 1 при помощи столба высоковязкой нефти в колонне труб 2. Одновременно всасывающий клапан 10 (фиг.2) перемещается вниз вместе с толкателем 15 и плунжером 4. Затем под действием создаваемого разряжения в надплунжерной камере 5 плунжер 4 останавливается, а всасывающий клапан 10 с колонной штанг 6 (фиг.1) перемещается вниз и принудительно открывает полость плунжера 4 (фиг.2), сообщая надплунжерную камеру 5 с внутрискважинным пространством 11. После чего наружный выступ 17 толкателя 15 упирается в нижнюю насадку 14 плунжера 4 и перемещает его с колонной штанг 6 (фиг.1) вниз относительно цилиндра 1 (фиг.2). Высоковязкая нефть через полость плунжера 4 снизу цилиндра 1 перетекает в надплунжерную камеру 5 (например: по продольным выборкам 28 толкателя 15), заполняя ее. Далее возвратно-поступательное перемещение колонны штанг 6 (фиг.1) продолжается. В результате высоковязкая нефть по колонне труб 2 поднимается на поверхность (не показана). Для исключения неплотного закрытия нагнетательного клапана 9 при работе насоса, особенно в скважинах со сложным профилем (например: наличие искривленных, наклонных и/или наклонно-горизонтальных участков), когда штанги 6 могут располагаться при работе не соосно с цилиндром 1, используется центратор 19 нагнетательного клапана 9.
Благодаря принудительному закрытию и открытию клапанов 9 и 10 (фиг.2) 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).
При необходимости проведения ремонтных работ (до 90% случаев из-за выхода из строя клапанов 9 - фиг.1 и/или 10 - фиг.2) или при плановом обслуживании насоса из скважины извлекают на колоне штанг 6 (фиг.1) плунжер 4 (фиг.2) с толкателем 15 и клапанами 9 (фиг.1) и 10 (фиг.2), преодолевая усилие цанги 12 (фиг.1) ограничителя хода для прохода нагнетательного клапана 9 при помощи муфты 16, упирающегося в клапан 7 снизу. При этом поднятие цилиндра 1 с колонной труб 2 не обязательно, что убыстряет, упрощает и удешевляет ремонтные работы и/или плановое обслуживание скважинного насоса.
Из-за того, что плунжер 4 (фиг.2) сверху и снизу оснащен съемными соответственно верхней 13 и нижней 14 насадками меньшего соответствующего внутреннего диаметра d1 и d2, чем внутренний диаметр d плунжера 4, по которым производится центрирование и скольжение при возвратно поступательном перемещении толкателя 15 в плунжере 4, то при перекачке высоковязкой нефти, уменьшились сила трения и время закрытия и открытия клапана 10, это привело к повышению КПД насоса.
Плунжер 4 оснащен верхней 13 и нижней 14 съемными насадками (например: на резьбе), а толкатель 15 - съемным клапаном 10 (соединенными, например, резьбой), которые при выходе из строя быстро меняются и просты в изготовлении, что сделало боле простым обслуживание предлагаемого насоса.
Таким образом, предлагаемый скважинный штанговый насос для добычи высоковязкой нефти надежен в работе из-за принудительно закрывающихся и открывающихся нагнетательного и всасывающего клапанов, прост в обслуживании за счет возможности подъема при ремонте и/или обслуживании только плунжера со всеми клапанами и может быть использован при работе в скважинах со сложным профилем.