Скважинный штанговый насос
Устройство предназначено для использования в нефтедобывающей промышленности при эксплуатации наклонно направленных скважин с высоким газовым фактором. Скважинный штанговый насос состоит из установленного на нижнем конце колонны насосно-компрессорных труб цилиндра со всасывающим клапаном, расположенного в цилиндре с возможностью возвратно-поступательного движения и соединенного с колонной насосных штанг полого плунжера с нагнетательным клапаном нижнего расположения. Полый плунжер снабжен продольным внутренним закрытым каналом, нижний конец которого сообщен с подплунжерной полостью цилиндра, а верхний - с надплунжерной полостью колонны насосно-компрессорных труб в момент выхода верхнего конца канала из цилиндра на подходе полого плунжера к его верхнему рабочему положению. Насос прост в изготовлении и позволяет повысить надежность, эффективность работы наклонно направленной скважины с высоким газовым фактором и имеет многофункциональные возможности в плане его использования как для откачки жидкости с высоким содержанием свободного газа, так и высоковязкой нефти и эмульсии за счет осуществления гидромеханического принудительного закрытия рабочих клапанов насоса. 3 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для эксплуатации наклонно-направленных скважин с высоким газовым фактором, а также может быть использовано для скважин, где эксплуатацию осуществляют при динамических уровнях на приеме штангового насоса.
Из уровня техники известен источник информации, где освещены глубинные штанговые насосы для скважин с высоким газовым фактором, содержащие многокамерные цилиндры со всасывающим клапаном и расположенные в цилиндрах с возможностью возвратно-поступательного движения ступенчатые плунжеры с несколькими нагнетательными клапанами. Сжатие свободного газа и газожидкостной смеси в цилиндрах насоса осуществляется ступенчато с доведением его давления выше давления нагнетания (Дрэготеску Н.Д. Глубинно-насосная добыча нефти. Недра. 1966, 268-270 стр.).
Эти насосы являются многосекционными и имеют сложную конструкцию. Низкая надежность их в наклонно-направленных скважинах обусловлена большим количеством клапанов, где в каждом происходит запаздывание как открытия, так и закрытия их в процессе работы насоса. Кроме этого, регулирование хода каждого плунжера в цилиндрах с целью достижения эффективности работы насоса в зависимости от количества свободного газа в откачиваемой жидкости в процессе эксплуатации его представляет определенные трудности из-за ограниченной длины взаимосвязанных плунжеров в секциях.
По конструктивным и функциональным признакам наиболее близким аналогом (прототип) изобретения является глубинно-насосная установка, содержащая скважинный штанговый трубный насос, состоящий из установленного на нижнем конце колонны насосно-компрессорных труб цилиндра со всасывающим клапаном, расположенного в цилиндре с возможностью возвратно-поступательного движения и соединенного с колонной насосных штанг полого плунжера с нагнетательным клапаном нижнего расположения (ОАО "Ижнефтемаш", Глубинные штанговые насосы, Каталог, ред.2 - 2001, стр.34).
В этом насосе с целью улучшения закрытия всасывающего клапана, последний использован увеличенного размера. Однако такое направление повышения надежности работы клапана является неполным решением вопроса, к тому же ухудшает его открытие из-за повышения массы шарика, что приводит к снижению эффективности работы клапана. При добыче нефти с высоким содержанием парафина из наклонно-направленных скважин, с высоким газовым фактором, проявлением эмульсии и т.п. всасывающий клапан такого насоса запаздывает в работе, часто зависает в парафине, что приводит к отказу насоса в целом.
Технической задачей изобретения является повышение эффективности работы насоса при откачке жидкости с высоким содержанием парафина и газа в наклонно-направленных скважинах, где имеет место проявление эмульсии.
Поставленная задача решается тем, что скважинный штанговый насос, состоящий из установленного на нижнем конце колонны насосно-компрессорных труб цилиндра со всасывающим клапаном, расположенного в цилиндре с возможностью возвратно-поступательного движения и соединенного с колонной насосных штанг полого плунжера с нагнетательным клапаном нижнего расположения, выполнен так, что полый плунжер снабжен продольным внутренним закрытым каналом, нижний конец которого сообщен с подплунжерной полостью цилиндра, а верхний с надплунжерной полостью колонны насосно-компрессорных труб в момент выхода верхнего конца канала из цилиндра на подходе полого плунжера к его верхнему рабочему положению.
На фиг.1 изображен продольный разрез скважинного штангового трубного насоса в момент подхода полого плунжера к его верхнему рабочему положению; на фиг.2 - продольный разрез нижней части того же насоса; на фиг.3 - выносное изображение А на фиг.1.
Скважинный штанговый трубный насос (в дальнейшем - насос) состоит из установленного на нижнем конце колонны насосно-компрессорных труб 1 (фиг.1) цилиндра 2, соединенного посредством переходной муфты 3, удлинительного ниппеля 4 и муфты 5. В нижнем конце цилиндра 2 (фиг.2) расположен всасывающий клапан 6 с корпусом 7, седлом 8, держателем седла 9, соединенным с фильтром 10 насоса. Корпус 7 всасывающего клапана соединен с цилиндром 2 с помощью муфт 5 через удлинительный ниппель 4. Нижний конец полого плунжера 11 (фиг.1) снабжен нагнетательным клапаном 12, установленным в корпусе клапана 13 посредством седла 14 и держателя седла 15, а верхний конец соединен с колонной насосных штанг (не показан) через шток плунжера 16 и открытый корпус клапана 17.
Полый плунжер 11 (фиг.1) снабжен продольным внутренним закрытым каналом 18, нижний конец 19 которого сообщен с подплунжерной полостью 20 (фиг.2, 3), а верхний конец 21 (фиг.1) - надплунжерной полостью 22 колонны насосно-компрессорных труб 1 в момент выхода верхнего конца 21 канала 18 из цилиндра 2 на подходе полого плунжера 11 к его верхнему рабочему положению, изображенному на фиг.1.
Канал 18 представляет из себя, например, металлическую трубку, прикрепленную к внутренней полости полого плунжера 11 с заделанными в теле последнего концами 19, 21 методом, например, пайки, сварки или на резьбовом соединении. Такой закрытый относительно внутренней полости полого плунжера 11 канал 18 как вариант исполнения может быть предусмотрен в поверхности разъема двухслойного плунжера при серийном их изготовлении. Предложенный плунжер с дополнительным внутренним продольным закрытым каналом является универсальным, т.е. может быть применен как в трубных, так и во вставных насосах, цилиндр которых остается в классическом исполнении (не подвергается изменениям).
Насос работает следующим образом. В начале цикла всасывания полый плунжер 11 находится в нижнем положении в цилиндре 2 и поэтому верхний конец 21 канала 18 закрыт. По мере движения плунжера 11 вверх в подплунжерной полости 20 цилиндра 2 создается разрежение, открывается всасывающий клапан 6.
В цилиндр 2 через всасывающий клапан 6 поступают газожидкостная смесь и свободный газ под давлением, равным давлению на приеме насоса. В конце восходящего хода плунжера 11, в момент выхода верхнего конца 21 канала 18 из верхнего торца цилиндра 2, на подходе полого плунжера к его верхнему рабочему положению, жидкость через канал 18 из надплунжерной полости 22 путем дросселирования поступает в подплунжерную полость 20 цилиндра 2 (фиг.2) и, дополняя и его объем, занятый свободным газом, повышает в нем давление. Происходит гидравлическое принудительное закрытие всасывающего клапана 6 и выравнивание давления под и над нагнетательным клапаном. В процессе работы насоса в надплунжерной непосредственно полости колонны НКТ (насосно-компрессорных труб), даже при незначительной обводненности продукции скважины, в силу действия разности удельных весов там накапливается вода, отделившаяся от жидкости, находящейся в колонне НКТ 2. Поэтому в каждом цикле осуществление сброса необходимого количества жидкости (воды) во внутреннюю полость 20 цилиндра 2 впоследствии при ходе плунжера 11 вниз будет обеспечивать минимальную степень сжатия поступающей газожидкостной смеси через всасывающий клапан 6 и беспрепятственное открытие нагнетательного клапана 12. Далее при ходе плунжера 11 вверх жидкость с уменьшенным количеством растворенного газа на единицу ее объема, которая остается во вредном пространстве цилиндра 2 (подплунжерной полости 20), способствует быстрому открытию всасывающего клапана 6 и увеличению полезного объема цилиндра 2.
Предложенный штанговый насос прост в изготовлении и позволяет повысить надежность, эффективность работы наклонно-направленной скважины с высоким газовым фактором и имеет многофункциональные возможности в плане его использования как для откачки жидкости с высоким содержанием свободного газа, так и высоковязких нефтей и эмульсии за счет осуществления гидромеханического принудительного закрытия рабочих клапанов насоса.
Кроме этого, позволяет при необходимости сократить длину подвески насоса с тем, чтобы установить требуемое забойное давление в скважине за счет поддержания динамического уровня жидкости на приеме насоса, поскольку наличие свободного газа не влияет на его работоспособность.
Скважинный штанговый насос, состоящий из установленного на нижнем конце колонны насосно-компрессорных труб цилиндра со всасывающим клапаном, расположенного в цилиндре с возможностью возвратно-поступательного движения и соединенного с колонной насосных штанг полого плунжера с нагнетательным клапаном нижнего расположения, отличающийся тем, что полый плунжер снабжен продольным внутренним закрытым каналом, нижний конец которого сообщен с подплунжерной полостью цилиндра, а верхний - с надплунжерной полостью колонны насосно-компрессорных труб в момент выхода верхнего конца канала из цилиндра на подходе полого плунжера к его верхнему рабочему положению.
