скважинная штанговая насосная установка

Формула изобретения

1. Скважинная штанговая насосная установка с глубинным насосом невставного типа, включающая цилиндр с плунжером, заключенный в трубный кожух, внутри которого образовано кольцевое пространство, узел приемного клапана, совмещенного со сливным клапаном, и узел нагнетательного клапана, в корпусе которого размещены кольцевой подпружиненный затвор, седло и переводник, прикрепленные к корпусу, а также подъемные трубы, отличающаяся тем, что нижний конец цилиндра с наружной резьбой пропущен через седло и закреплен в центре переводника, а его верхний свободный конец отцентрован и закреплен установочными винтами на муфте первой подъемной трубы.

2. Установка по п.1, отличающаяся тем, что каналы для прохода жидкости в седле нагнетательного клапана выполнены в его стенке и по форме исполнения совпадают с каналами прохода жидкости в переводнике, при этом сумма площадей каналов равна или больше площади плунжера.

3. Установка по п. 1, отличающаяся тем, что кольцевой подпружиненный затвор в корпусе нагнетательного клапана снабжен боковыми окнами для пропуска жидкости, а кольцевое пространство между трубным кожухом и цилиндром сообщается с нагнетательной частью цилиндра, при этом площадь проходного канала жидкости так же равна или больше площади плунжера.

4. Установка по п.1, отличающаяся тем, что на верхнем конце плунжера, снабженного пробкой-заглушкой на его нижнем конце, выполнены окна для приема выпавший сверху механической примеси вовнутрь плунжера.

5. Установка по п. 1, отличающаяся тем, что на внутренней поверхности корпуса нагнетательного клапана в интервале хода затвора выполнены продольные и поперечные канавки, пересекающиеся между собой, для накопления и выноса механической примеси с зазора между затвором и корпусом.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к гидромашиностроению, в частности к устройствам для эксплуатации нефтяных скважин. Оно предназначено для подъема нефти из скважины, преимущественно высоковязкой, с помощью привода от станка-качалки.

Известна конструкция глубиннонасосной установки с двумя насосами на одной колонне штанг и на однорядной колонне насосно-компрессорных труб, у которой нагнетательный клапан верхнего насоса установлен на насосно-компрессорной трубе ниже его плунжера, являющегося непроточным [1].

Подъем жидкости из скважины с помощью такой установки производится через межтрубное пространство над пакером, образованное эксплуатационной колонной и колонной насосно-компрессорных труб. Недостатком в работе данной глубиннонасосной установки является то, что конструкция насоса выполнена с учетом применения известных стандартных клапанных узлов, где площадь проходных каналов жидкости всегда меньше площади плунжера, а также верхний плунжер, являясь непроточным, закрыт и сверху и снизу. Недостатком является также то, что эксплуатация скважины осуществляются по межтрубному пространству [2].

Известен способ добычи высоковязкой нефти скважинной штанговой насосной установкой, использующий концентрическую подвеску подъемных труб, где в центральной трубной подвеске с маловязкой жидкостью при ходе плунжера вниз создают дополнительное давление, которое соответствует потере напора для откачки высоковязкой нефти, а при ходе плунжера вверх снимается дополнительное давление на маловязкой жидкости [3].

Недостатком в работе данного способа добычи высоковязкой нефти являются:

- необходимость установки дополнительного насоса с регулирующей аппаратурой и емкостью на устье скважины;

- необходимость спуска второй колонны подъемных труб.

Известные средства для подъема жидкости из скважины, например скважинные штанговые насосы невставного типа, состоящие из цилиндра и плунжера, всасывающего и нагнетательного клапанных узлов, имеют определенные недостатки - невозможность использования их для подъема жидкости при повышении ее вязкости. В соответствии с техническими условиями на эксплуатацию штанговых насосов динамическая вязкость откачиваемой жидкости не должна превышать 0,025 - 0,3 Пас [4].

При использовании невставных штанговых насосов для подъема высоковязкой нефти возникает зависание колонны штанг при ходе головки балансира вниз. Расчеты по определению вязкости жидкости, при которой начинается уменьшение скорости хода плунжера вниз из-за вязкостного трения, показывают, что для зависания колонны штанг Ш19 в подъемной трубе Ф 73 х 5,5 динамическая вязкость должна быть не менее 11,54 Пас, а для штанги Ш22 в такой же трубе динамическая вязкость жидкости должна быть более 10,7 Пас.

В нефтепромысловых условиях зависание колонны штанг наблюдается при откачке жидкости с вязкостью и менее 1 Па.с.

Одной из причин зависания колонны штанг является то, что при ходе плунжера вниз объем жидкости вытесненной через узкий канал седла нагнетательного клапана и канал плунжера, не успевает продавливаться в пространстве над плунжером. Под плунжером создается кратковременное повышение давления, которое препятствует ходу плунжера вниз. Это можно рассмотреть на примере исполнения штангового насоса.

Невставной насос НН2Б-44-30-15 имеет плунжер Ф 43,5 мм, диаметр шарика нагнетательного клапана - 25,4 мм, а его седла - 22 мм. Диаметр шарика приемного клапана 28,575 мм, а диаметр канала седла - 24,7 мм. Отношение площади плунжера к площади канала седла нагнетательного клапана составляет 3,91, а приемного клапана - 3,1. Следовательно, клапанные каналы насоса по отношению к плунжеру выполнены в виде гидравлического сужающегося устройства, где всегда возникают перепад давлений и повышенное гидравлическое сопротивление. Таким же образом выполнены невставные штанговые насосы по стандарту Американского нефтяного института (АРУ).

Недостаточная пропускная способность клапанных узлов штангового насоса из-за малых размеров проходных каналов клапана и плунжера при откачке вязкой жидкости является основной причиной снижения эффективности работы таких насосов.

Целью настоящего изобретения является повышение эффективности работы скважинного штангового насоса путем увеличения площади проходных каналов жидкости в насосе до размера поперечной площади плунжера.

Эта цель достигается тем, что нижний конец цилиндра насоса с наружной резьбой пропущен через седло и закреплен в центре переводника, а его верхний свободный конец отцентрован и закреплен установочными винтами на муфте первой подъемной трубы. Каналы для прохода жидкости в седле нагнетательного клапана выполнены в его стенке и по форме исполнения совпадают с каналами прохода жидкости в переводнике, при этом сумма площадей каналов равна или больше площади плунжера. Кольцевой подпружиненный затвор в корпусе нагнетательного клапана снабжен боковыми окнами для пропуска жидкости, а кольцевое пространство между трубным кожухом и цилиндром сообщается с нагнетательной частью цилиндра, при этом площадь проходного канала жидкости также равна или больше площади плунжера. На верхнем конце плунжера имеются окна для приема выпавшей сверху механической примеси внутрь плунжера, снабженного пробкой-заглушкой на его нижнем конце. На внутренней поверхности корпуса нагнетательного клапана в интервале хода затвора выполнены продольные и поперечные канавки, пересекающиеся между собой для накопления и выноса механической примеси с зазора между затвором и корпусом.

На фиг. 1 в разрезе изображена верхняя часть скважинной штанговой насосной установки, а на фиг. 2 - ее нижняя часть. Изображения поперечных сечений по А-А и Б-Б на фиг. 2 приведены на фиг. 3 и фиг. 4. Совмещенный узел сливного и приемного клапанов изображена на фиг. 5, а сечение по В-В приведено на фиг. 6.

Скважинная штанговая насосная установка состоит из подъемной трубы 1, муфты 2 с установочными винтами 3, цилиндра 4 насоса и его плунжера 5, имеющего окна 6 для приема осевшей механической примеси и резьбу для присоединения штанги (на фиг. 1 штанга не показана). На нижнем конце плунжера установлена пробка-заглушка 7 (фиг. 2). Цилиндр насоса с наружной резьбой на нижнем конце прикреплен к центру переводника 8, в стенке которого по окружности выполнены продольные каналы 9 для прохода жидкости. Переводник имеет наружную резьбу для присоединения корпуса 10 нагнетательного клапанного узла и муфтовую резьбу для закрепления совмещенного узла сливного и приемного клапанов, фиг. 5. Цилиндр насоса заключен в трубный кожух 11, который образует кольцевое пространство 12 между цилиндром и внутренним диаметром кожуха. Корпус нагнетательного клапанного узла выполнен в форме муфты, при этом он верхней частью присоединяется к кожуху, а нижней частью - к переводнику. Проходные каналы жидкости седла 13, имеющего форму втулки, выполнены в его стенке, при этом каналы расположены по окружности и по форме исполнения соответствуют каналам переводника. Седло с боковым выступом закрепляется к внутреннему выступу корпуса переводником так, чтобы совпали проходные продольные каналы жидкости. Через центральный канал седла пропущена нижняя часть цилиндра насоса. В кольцевом пространстве внутри корпуса над седлом расположен кольцевой затвор 14 ступенчатой формы, который также образует кольцевое пространство между цилиндром и внутренним диаметром затвора. Ступенчатая часть затвора воспринимает усилие от пружины 15 сжатия. Внутренний канал пружины сжатия обеспечивает достаточную кольцевую площадь для прохода жидкости вдоль наружной поверхности цилиндра.

Внутренняя поверхность корпуса нагнетательного клапана выполнена с продольными 16 и поперечными 17 канавками, при этом они пересекаются между собой. Подпружиненный затвор снабжен окнами для пропуска жидкости в кольцевое пространство вдоль цилиндра насоса.

В сливном клапане предусмотрен ограничитель хода плунжера вниз. Конструкция узла сливного и приемного клапанов представлена на фиг. 4.

Скважинная штанговая насосная установка работает следующим образом. При ходе плунжера 5 вверх под его пробкой-заглушкой 7 образуется полость пониженного давления, кольцевой затвор 14 закрывает проходные каналы 9 жидкости на седле 13 и открывает подпружиненный тарельчатый приемный клапан. Объем жидкости, прошедшей через приемный и сливной клапанный узел, занимает переменный объем в подплунжерной полости. За счет равенства площади каналов прохода жидкости с площадью плунжера практически не происходит дополнительного изменения скорости потока, т.е. скорость поступающей жидкости в клапанах насоса равна или близка к скорости движения плунжера. При такой малой скорости движения жидкости достигаются наименьшие потери напора в самом насосе. В верхней мертвой точке хода плунжера под действием пружины закрывается приемный клапанный узел. За счет наличия пробки-заглушки 7 в нижней части плунжера на него постоянно действует давление столба жидкости в подъемной трубе. При ходе плунжера вниз уменьшается объем подплунжерной полости и соответственно увеличивается объем надплунжерной полости. После выравнивания давлений жидкости над и под плунжером открывается кольцевой затвор 14, преодолевается усилие пружины 15 сжатия, при этом приемный клапан закрыт. Жидкость из подплунжерной полости через край нижнего конца цилиндра 4 плунжером продавливается в продольные проходные каналы 9 переводника 8 и седла 13, далее жидкость проходит по кольцевому пространству 12 в корпусе 10 и в кожухе 11 и выходит в нагнетательную часть цилиндра. При ходе плунжера вниз подачи насоса на поверхность земли не происходит, а осуществляется выдавливанием жидкости из подплунжерной полости в освободившийся объем в надплунжерной полости, т.е. по обводному каналу жидкость попадает в нагнетательную часть цилиндра.

При ходе плунжера вверх сокращается длина столба жидкости над плунжером и осуществляется подача жидкости на поверхность, при этом в подплунжерную полость набирается новая порция жидкости.

Спуск предложенной скважинной штанговой насосной установки в скважину осуществляется в той же последовательности, какая принята для спуска невставных штанговых насосов. Вначале на подъемных трубах спускается цилиндр с кожухом, в кольцевом пространстве которого закреплен нагнетательный клапанный узел, на нижней части переводника закрепляют совмещенный узел приемного и сливного клапанов. После закрепления трубного кожуха, цилиндра в переводнике и нагнетательного клапанного узла верхний свободный конец цилиндра 4 центрируют и закрепляют установочными винтами 3 на муфте 2 первой подъемной трубы 1. Проверяется достаточность расстояния между верхним торцом цилиндра насоса и внутренним выступом в муфте первой подъемной трубы, при этом площадь прохода жидкости не должна быть меньше площади плунжера. После монтажа подъемной колонны труб во внутренней полости ее на штангах спускают плунжер с заглушкой-пробкой на его нижнем конце до его посадки на внутреннем буртике-ограничителе хода в сливном клапане. Ход полированного штока регулируется на устье скважины.

Конструкция плунжера с заглушкой-пробкой на нижнем конце дает возможность использовать его внутреннюю полость как место для скопления некоторого количества выпавшей сверху механической примеси, которая оседает, проходя через окно 6. Поперечные 16 и продольные 17 канавки не только накапливают примеси, но и позволяют удалять их из зазора потоком жидкости в продольной канавке корпуса в кольцевое пространство, предотвращая тем самым заклинивание подпружиненного затвора 14 механической примесью в зазоре между внутренней стенкой корпуса нагнетательного клапана и затвором в интервале его хода. Эти канавки также обеспечивают смазку затвора со внутренней поверхностью стенки корпуса. Такое исполнение корпуса нагнетательного клапана и плунжера насоса позволяет уменьшить число отказов подпружиненного затвора.

Предложенные технические решения обеспечивают более эффективную эксплуатацию скважинной штанговой насосной установки при подъеме высоковязкой нефти.

Источники информации

1. Авторское свидетельство СССР N 347451, кл. F 04 B 49/00.

2. Правила техники безопасности в нефтяной и газовой промышленности. Госгортехнадзор России, 1993, 5.10.4.

3. Авторское свидетельство СССР N 1270414, 4 F 04 B 47/00.

4. Скважинные штанговые насосы для добычи нефти. Каталог ОКБ НЕФТЕМАШ. - М.: ЦИНТИХимнефтемаш, 1988 г.