ШТАНГОВЫЙ ГЛУБИННЫЙ ПОРШНЕВОЙ НАСОС

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, нетехнологичность 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 нарушается их герметичность и не обеспечивается 100%-ная работа. Поскольку открытие и закрытие клапана осуществляются 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.

Известный штанговый насос, близкий по технической сущности, и может быть принят в качестве прототипа.

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 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.

Технической задачей настоящего изобретения является увеличение производительности штангового насоса и межремонтного периода эксплуатации.

Поставленная техническая задача решается описываемым штанговым глубинным поршневым насосом, включающим спускаемый на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) цилиндр с установленным внутри полым плунжером, всасывающий и нагнетательный клапаны.

Новым является то, что цилиндр насоса установлен между насосно-компрессорными трубами и соединен с ними переходниками - верхним и нижним, при этом насос дополнительно снабжен двумя поршневыми парами (поршень - цилиндр) - верхней и нижней, верхняя поршневая пара установлена внутри плунжера, соединенного с ее цилиндром в нижней части на резьбе так, что они находятся на разных уровнях по высоте и длине, а его поршень снабжен крышкой с соединительным элементом со штангой и наружным кольцевым выступом на нижнем конце, 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 как бы 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 как бы всасывающий клапан при совмещении, когда поршень этой пары находится в верхнем положении, причем верхний конец цилиндра упомянутого поршня нижней поршневой пары выполнен ступенчатым и соединен на резьбе с нижним переходником, а его поршень снизу заглушен и подпружинен, и для взаимодействия с торцом верхнего поршня с кольцевым выступом снабжен кольцевым постоянным магнитом, установленным на верхнем его конце, упирающимся на уступ цилиндра, на котором установлена шайба из диэлектрического материала для снижения на него действия магнита.

Анализ известных технических решений в данной области техники, проведенных по патентному фонду института ТатНИПИнефть ретроспективностью 20 лет с целью опрделения 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 повышении производительности насоса, надежности его работы и, как следствие, увеличении межремонтного периода. Следовательно, можно предположить, что заявляемое техническое решение соответствует условиям патентоспособности «новизна» и, по нашему мнению, критерию «изобретательский уровень».

Представленные чертежи поясняют суть изобретения, где на фиг. 1 изображен предлагаемый поршневой насос на колонне штанг, спущенный в скважину, в продольном разрезе, видны цилиндр насоса с плунжером, положение поршней после его спуска относительно их цилиндров, видны также постоянный магнит, завинченный к верхнему концу нижнего поршня, и пружина для возврата его в нижнее положение.

На фиг. 2 то же, что на фиг. 1, когда верхний поршень с помощью колонны штанг поднимается наверх, увлекая за собой нижний поршень за счет магнита и сжимая пружину, при котором окна верхнего поршня и его цилиндра частично смещены друг от друга, а окна у нижнего поршня совместились с окнами его цилиндра, при котором произошло всасывание скважинной продукции и нагнетание ее плунжером в трубное пространство, 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 к этому моменту поршень нижней поршневой пары, оторвавшись от верхнего поршня под действием пружины, веса поршня и жидкости в нем, опустился вниз и занял исходное положение, в частичном продольном разрезе.

На фиг. 4 - то же, что на фиг. 3, когда верхний поршень при ходе штанги вниз достиг торца его цилиндра и торцом крышки начал перемещать цилиндр и связанный с ним плунжер вниз.

Штанговый глубинный поршневой насос (см. фиг. 1-4), спускаемый на колонне НКТ, включает цилиндр 1 с плунжером 2, установленный между насосно-компрессорными трубами 3 и 4, и соединен с ними с помощью переходников 5 и 6 верхним и нижним соответственно. Внутри плунжера 2 установлена верхняя поршневая пара - поршень 7 и цилиндр 8, связанный с плунжером 2 на резьбе, а внутри трубы 4 НКТ установлена нижняя поршневая пара - поршень 9 и цилиндр 10, верхняя часть которого выполнена ступенчатой и соединена с нижним переходником 6 на резьбе. Поршень 9 снизу подпружинен с помощью пружины 11, установленной на заглушке 12, завинченной к нижнему его концу, а на его верхний конец навинчен постоянный магнит 13, упирающийся на уступ 14 цилиндра 10. Для снижения действия магнита на уступе установлена шайба 15 из диэлектрического материала. Как видно из фиг. 1, 3 и 4, поршень 9 от падения на забой удерживается на уступе 14 торцом магнита, упираясь на шайбу 15. В стенках поршня 9 и цилиндра 10 нижней поршневой пары на разных уровнях по высоте в продольном направлении с одинаковыми геометрическими размерами выполнены окна 16 и 17 соответственно, совмещаемые при работе, в частности, когда поршень 9 находится в верхнем положении (см. фиг. 2), образуя как бы всасывающий клапан.

Поршень 7 верхней поршневой пары, спускаемый на колонне штанг 18, снабжен крышкой 19 с соединительным элементом для штанги (соединительный элемент на фиг. не показан), а его нижний конец снабжен наружным кольцевым выступом 20, с которым и нижним торцом крышки 19 может взаимодействовать его цилиндр 8 при возвратно-поступательном движении поршня. Аналогично окнам 16 и 17 нижней поршневой пары, в верхней поршневой паре выполнены окна 21 и 22 в стенках поршня 7 и цилиндра 8 соответственно, совмещаемые при работе, в частности, когда поршень 7 находится в крайнем нижнем положении, (см. фиг. 1), образуя как бы нагнетательный клапан.

Насос работает следующим образом.

В составе колонны НКТ в скважину опускают сначала цилиндр 1 насоса (см. фиг. 1) с нижней поршневой парой в сборе на необходимую глубину в зону продуктивного пласта (скважина и продуктивный пласт не изображены), при котором в конце спуска ее поршень 9 находится в нижнем положении и окна 16 и 17 разомкнуты, его верхний конец с магнитом 13 уперся на шайбу 15 уступа 14 его цилиндра 10. Затем на колонне штанг 18, связанной с наземным приводом (привод не изображен) в скважину опускают верхнюю поршневую пару с плунжером 2 в сборе до упора ее поршня 7 с кольцевым выступом 20 о верхний торец поршня 9 с магнитом 13 нижней поршневой пары, при котором окна 16 и 17 находятся на разных уровнях. После регулировки длины хода штанги насос готов к подаче продукции скважины на поверхность и далее по трубам в пункт нефтесбора.

Далее привод колонны штанг включают в работу, при котором штанга 18 с поршнем 7 начинают перемещаться вверх (см. фиг. 2), зацепив нижний поршень 9 за счет действия силы магнита 13 и сжимая его пружину 11, а затем начинает перемещать вверх своим кольцевым выступом 20 цилиндр 8 с плунжером 2, под которыми создается вакуум, оказывающий существенное действие в подъеме вверх упомянутого выше нижнего поршня 9, в преодолении сопротивления пружины при сжатии, веса жидкости в полости поршня, а также веса самого поршня. При перемещении вверх штанги 18 с поршнем 7 окна 16 и 17 нижней поршневой пары постепенно начинают совмещаться, и под действием вакуума, созданного под плунжером 2 и верхней поршневой парой, идет всасывание продукции пласта и одновременно нагнетание ее через частично смещенные окна 21 и 22 верхней поршневой пары, а также подача ее плунжером по НКТ на поверхность. При достижении штанги 18 с поршнем 7 верхней точки, окна 16 и 17 нижней поршневой пары совмещаются полностью (см. фиг. 2), а окна 21 и 22 верхней поршневой пары находятся на разных уровнях, нагнетание продукции скважины плунжером прекратилось, следовательно, и образование вакуума под ним прекращается. В этот момент нижний поршень 9 с магнитом 13 отрывается от верхней поршневой пары и, за счет усилия сжатой пружины, стремящейся разжаться, опускаясь вниз, занимает исходное положение (см. фиг. 3 и 4), закрывая нижний клапан, т.е окна 16 и 17, при этом находятся на разных уровнях. Тем временем штанга 18 с поршнем 7 начинают перемещаться вниз и, достигая до торца его цилиндра, торцом крышки начинает перемещать цилиндр и связанный с ним плунжер вниз, при котором окна 21 и 22 верхней поршневой пары начинают постепенно совмещаться (см. фиг. 3 и 4), начинается нагнетание жидкости через них в трубное пространство НКТ. При подходе штанги с поршнем к нижнему положению указанные окна полностью совмещаются (см. фиг. 2 и 1). Далее цикл повторяется.

Клапаны поршневой пары для штангового глубинного насосного оборудования (ШГН) предлагаемой конструкции были разработаны как альтернативный клапан, взамен существующих на сегодняшний день клапанов, таких как шариковый, тарельчатый, золотниковый и шток-клапан. Применение различных толкателей для принудительного закрытия клапанов в скважинных условиях при наличии механических примесей и конструктивной особенности клапанов также не всегда обеспечивают полную герметичность клапана или работа ШГН бывает непродолжительной.

Предлагаемый насос с клапанами поршневой пары для ШГН имеют ряд преимуществ перед такими клапанами:

- 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. Существенным недостатком всех вышеперечисленных клапанов является то, что открытие и закрытие клапанов осуществляются за счет веса столба жидкости и веса самого клапана, где вес клапана для закрытия возможен в скважинах только до 50 град по зенитному углу, а при более 50 град значение веса клапана для закрытия не играет роли и закрытие осуществляется за счет веса столба жидкости. Но, учитывая то, что в скважинных условиях имеются механические примеси типа пропант, резиновые элементы от герметизирующих узлов, песок, эмульсия, высокая вязкость нефти, АСПО и т.д., возникает проблема в обеспечении герметичности клапана, т.е. закрытие клапана за счет веса столба жидкости не всегда обеспечивает герметичность ШГН, поскольку отсутствуют двухсторонняя подача и опрессовка ШГН, как это предусмотрено в предлагаемом насосе.

Работа клапана поршневой пары, при которой обеспечивается 100%-ное открытие и закрытие, связана с конструктивной особенностью клапана поршневой пары, где открытие и закрытие происходят в двух параллельных плоскостях (см. представленные чертежи), 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%-ное закрытие клапана. При открытии клапана происходит очищение от механических примесей за счет движения извлекаемой жидкости (продукции) из скважины. В стандартных клапанах шарик и тарелка садятся на седло, и при наличии механических примесей герметичность нарушается, даже при условии принудительного закрытия, т.к. герметичность обеспечивается только при полной посадке шарика и тарелки на седло, а при наличии механических примесей остается кольцевой зазор, который не позволяет закрыться клапану даже принудительным закрытием.

Технико-экономическое преимущество предложения складывается из следующего.

Благодаря надежной работе 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, при работе позволяет увеличивать пропускную способность продукции скважины, следовательно, увеличить производительность насоса. Данный насос можно использовать с большой длиной хода штанги до 20 метров и более.