ЛОВИЛЬНОЕ УСТРОЙСТВО ВСАСЫВАЮЩЕГО КЛАПАНА ГЛУБИННОГО ШТАНГОВОГО НАСОСА Российский патент 2004 года по МПК F04B47/02 F04B53/10 

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли промышленности и может быть использовано в скважинных штанговых насосных установках (СШНУ), а именно в трубных насосах с механическим креплением всасывающего извлекаемого клапана.

Известно ловильное устройство всасывающего клапана глубинного штангового насоса (см. книгу "Справочная книга по добыче нефти", г. Москва, Недра, 1974 г., стр. 318), выполненное в виде байонета, содержащего ловильную цапфу с выступами на одном конце, а другим концом соединенную на резьбе с всасывающим извлекаемым клапаном (на стр. 318 цапфа не изображена), и соединенную с корпусом нагнетательного клапана плунжера ловильную втулку, в которой выполнены входная и замковая пары продольных диаметральных пазов под выступы цапфы для зацепления.

Его недостатком является то, что оно ненадежно в работе. На практике часты случаи невостребованных срабатываний устройства, в результате неоправданные простои скважины, что отрицательно сказывается на рентабельности добычи нефти.

Известен всасывающий клапан трубного насоса 20-125-ТНМ (ОАО "Ижнефтемаш", Глубинные штанговые насосы, Каталог, ред. 2-2001, стр.33), включающий ловильную цапфу с выступами на одном конце, открытый корпус клапана, шарик клапана, седло клапана, анкерный ниппель, уплотнительное кольцо и анкерный дорн, устанавливаемый в якорном башмаке, соединенном с цилиндром посредством муфт и удлинительного ниппеля. На нижнем конце плунжера установлена ловильная втулка, которая в паре с ловильной цапфой образуют байонет - соединение двух деталей, при котором деталь с выступом (цапфа) входит в деталь с вырезом (втулка), где стопорится при повороте.

Известное ловильное устройство по технической сущности более близко к предлагаемому и может быть принято в качестве прототипа.

Всасывающий клапан, установленный в якорном башмаке, спускается в скважину с колонной насосно-компрессорных труб (НКТ), а плунжер с нагнетательным клапаном и ловильной втулкой спускаются с колонной насосных штанг. Производится подгонка плунжера, при котором ловильная втулка садится на ловильную цапфу, после чего, исходя из уровня посадки, сальниковый шток на устье скважины присоединяется к канатной подвеске и СШНУ запускается в работу.

На рабочем конце ловильной втулки выполнены две пары продольных диаметральных пазов под соответствующие выступы на головке ловильной цапфы. Входная пара - это открытые со стороны рабочего торца продольные диаметральные пазы, а замковая пара - закрытые со стороны рабочего торца аналогичные пазы. Переход входных пазов в замковые выполнен в сторону выхода из ловильной втулки по винтовому пазу, направленному по вращению часовой стрелки, если смотреть на рабочий торец ловильной втулки. Каждая из половинок ловильной втулки, разделенных входной парой пазов, заострена двухсторонними винтовыми направляющими поверхностями левого Л и правого П направлений, исходящими из одной вершины, сливающимися впоследствии со входной парой пазов (см. приложение, дополнительный материал, стр. 108, там же).

Для извлечения всасывающего клапана соединенную с колонной насосных штанг ловильную втулку опускают на ловильную цапфу. Оператор, находясь на устье скважины, поворачивает колонну насосных штанг по направлению закрепления резьбовых соединений, т.е. в правую сторону. Одновременно машинист подъемника медленно страгивает колонну насосных штанг вверх. В результате такого маневра ловильная втулка, поворачиваясь по направлению вращения часовой стрелки вокруг ловильной цапфы с выступами, входит в (замок) зацепление с последней и всасывающий клапан срывается с якоря. Производится глушение скважины, подъем колонны насосных штанг и НКТ, для слива жидкости, из которой используется отверстие в якорном башмаке, где размещался накануне всасывающий клапан. В случаях обрыва колонны насосных штанг для циркуляции жидкости при глушении скважины насосным агрегатом служит боковое отверстие в ловильной втулке, исполнение Т (см. "Вариант", стр. 108, там же).

В процессе подгонки плунжера ловильная втулка, например, может быть направлена на ловильную цапфу по правой винтовой поверхности П. Это приводит к некоторому повороту ловильной втулки, а вместе с ней и нижнего конца колонны насосных штанг на некоторый угол. Если смотреть со стороны рабочего торца ловильной втулки, последняя окажется повернутым против направления вращения часовой стрелки. При этом колонна насосных штанг оказывается под действием упругих сил кручения, наподобие пружины кручения. В результате такого эффекта, например, при любом продольном смещении колонны насосных штанг "закрученный" накануне ее нижний конец вместе с ловильной втулкой стремятся занять исходное угловое положение, прижимаясь к выступам ловильной цапфы той же боковой поверхностью, по которой и сели на ловильную цапфу. Очевидно, при таком раскладе сил зацепление втулки с цапфой не произойдет и операция подгонки плунжера завершится нормально без осложнений.

А в случае направления (стыковки) ловильной втулки по ее левой винтовой поверхности Л складывается обратная ситуация. Под действием упругих сил кручения, возникших накануне при стыковке, ловильная втулка при первой же возможности старается занять исходное положение и переходит в замковую пару продольных диаметральных пазов. Таким образом, в процессе подгонки плунжера срабатывает невостребованное зацепление байонета, которое может привести к непредвиденным осложнениям (к холостым спускоподъемным операциям глубинно-насосного оборудования) в то время, когда вероятность стыковки ловильного устройства по левой Л или правой П винтовой направляющей поверхности составляет в процентах 50 на 50. По этой причине зачастую ловильные устройства такой конструкции не находят полнообъемного применения.

Ему присущи те же недостатки, что и вышеописанному аналогу.

Технической задачей настоящего изобретения является повышение надежности работы ловильного устройства и предотвращение невостребованного зацепления ловильной цапфы с ловильной втулкой.

Поставленная задача решается описываемым ловильным устройством всасывающего клапана глубинного штангового насоса, выполненного в виде байонета, содержащего ловильную цапфу с выступами, соединенную с всасывающим извлекаемым клапаном, и соединенную с плунжером ловильную втулку, на рабочем конце которой выполнена открытая входная пара пазов, разделяющие ее на две половинки, переход которых в замковую пару выполнен в виде винтовой поверхности, направленной по вращению часовой стрелки относительно ее рабочего торца.

Новым является то, что направляющая поверхность входных пазов каждой из половинок ловильной втулки выполнена в виде односторонней правой винтовой поверхности длиной, равной не менее половины ее осевого шага.

На фиг 1 изображена фронтальная проекция ловильной втулки;

на фиг.2- профильная проекция ловильной втулки;

на фиг.3 - фронтальная проекция ловильной цапфы;

на фиг.4 - развертка рабочего конца ловильной втулки по ее наружному диаметру.

Ловильная втулка 1 (фиг.1) устройства соединена с корпусом нагнетательного клапана (не показаны) посредством резьбы 2 и служит одновременно держателем седла (не показано) этого клапана. Для циркуляции жидкости в ней предусмотрено центральное отверстие 3, а боковые отверстия 4 служат для циркуляции жидкости при глушении скважины насосным агрегатом в случае обрыва штанг.

Рабочий конец ловильной втулки 1 снабжен двумя парами продольных диаметральных пазов: входная 5 (фиг.2) и замковая 6 (фиг.1) пары пазов под соответствующие выступы 7 ловильной цапфы 8 (фиг.3). Входная пара 5 пазов выполнена открытой со стороны рабочего нижнего торца ловильной втулки 1, а замковая пара 6 пазов занимает тупиковое положение по отношению к рабочему торцу ловильной втулки 1. Переход входной пары 5 в замковую пару 6 пазов выполнен в сторону выхода из ловильной втулки 1 по винтовому пазу 9, направленному по вращению часовой стрелки при виде на рабочий торец ловильной втулки 1.

Каждая из половинок ловильной втулки, разделенных входной парой продольных диаметральных пазов, заострена на входе за счет односторонней правой направляющей винтовой поверхности 11. Это значит, что направление винтовой поверхности правое, если смотреть на рабочий торец ловильной втулки. Длина винтовой поверхности 11, изображенной на фиг.1, 2, 4, соответствует половине ее осевого шага t. Для обеспечения работы ловильного устройства с гарантированной надежностью винтовая поверхность 11 может быть выполнена и на большей, чем половина ее осевого шага, длине L (фиг.4). Тогда начало винтовой поверхности 11 на каждой из половинок ловильной втулки перемещается из точки 12 в точку 13 и острые окончания этих половинок приобретают форму 14 или 15 или какую-нибудь другую, заключенную пунктирными линиями 16, 17 соответственно.

Работа ловильного устройства заключается в следующем.

При подгонке плунжера (не указан) ловильная втулка 1, например, коснувшись своим острым концом в точке 12 (фиг.4) выступов 7 цапфы 8 (фиг.3), направляется по винтовой линии 11 и далее по входной паре 5 продольных диаметральных пазов 9. При этом происходит закручивание нижнего конца колонны насосных штанг на некоторый угол против направления вращения часовой стрелки, если смотреть снизу вверх. Колонна насосных штанг оказывается под действием упругих сил кручения, стремящихся вернуть ее в исходное угловое положение. При малейшем продольном смещении колонны насосных штанг вверх ловильная втулка 1 прижимается к выступам 7 цапфы 8 той же боковой стороной, по которой контактировала при стыковке, т.е. зацепление ловильной втулки 1 с ловильной цапфой не произойдет и операция подгонки плунжера завершится нормально без осложнений.

Подгонка плунжера с аналогичным исходом может получиться и в случае, когда выступы 7 цапфы 8 при входе в ловильную втулку 1 будут направлены не по винтовой поверхности 11, а непосредственно по левую сторону от точки 12 (фиг.4) по входной паре продольных диаметральных пазов 5 (фиг.1). Стыковка и отделение байонета произойдет по входной паре 5 продольных диаметральных пазов. Однако такое отделение может привести и к отрицательному исходу, если операция подгонки плунжера производится в наклонной скважине с колонной насосных штанг, оснащенной центраторами, скребками. При первой же попытке отделиться от цапфы 8 ловильная втулка 1 вследствие действия остаточных напряжений кручения в колонне насосных штанг может незначительно повернуться, например, в ту сторону, чтобы выступы 7 цапфы 8 успели попасть в переходной винтовой паз 9, что приводит к невостребованному срабатыванию байонета. Для устранения этого недостатка необходимо, чтобы длина винтовой поверхности (аналогичная длине резьбы, например, стандартного болта) должна быть больше, чем половина осевого шага винтовой поверхности (фиг.4). А для вертикальных скважин и в тех случаях, когда колонна насосных штанг не испытывает остаточных напряжений кручения, т.е. когда колонна насосных штанг лишена возможности повернуться случайно при отделении байонета, достаточная длина винтовой поверхности соответствует половине ее осевого шага.

Для извлечения всасывающего клапана (не показан), установленного в якорном башмаке (не показан) и соединенного с ловильной цапфой (фиг.3), соединенную с нижним окончанием плунжера (не показано) ловильную втулку (фиг.1) опускают посредством колонны насосных штанг (не показана) на ловильную цапфу (фиг.3). Согласно известной технологии оператор, находясь на устье скважины, поворачивает колонну насосных штанг по направлению закрепления ее резьбовых соединений. Одновременно машинист подъемника медленно страгивает колонну насосных штанг вверх. В результате такого маневра ловильная втулка, поворачиваясь по направлению вращения часовой стрелки вокруг ловильной цапфы с выступами, входит в (замок) зацепление с последней и всасывающий клапан срывается с якоря. Производится глушение скважины, подъем колонны насосных штанг и т.д.

Предложенное ловильное устройство повышает надежность ее работы, предотвращает невостребованное срабатывание ловильного устройства, что положительно отражается на рентабельности добычи нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли промышленности и может быть использовано в скважинных штанговых насосных установках (СШНУ), а именно в трубных насосах с механическим креплением всасывающего извлекаемого клапана, в частности в невставных штанговых насосах. Ловильное устройство выполнено в виде байонета, содержащего ловильную цапфу с выступами, соединенную с всасывающим извлекаемым клапаном, и соединенную с плунжером ловильную втулку, на рабочем конце которой выполнена открытая входная пара пазов, разделяющая ее на две половинки, переход которых в замковую пару выполнен в виде винтовой поверхности, направленной по вращению часовой стрелки относительно ее рабочего торца. При этом направляющая поверхность входных пазов каждой из половинок ловильной втулки выполнена в виде односторонней правой винтовой поверхности длиной, равной не менее половины ее осевого шага. Повышается надежность работы ловильного устройства, предотвращается преждевременноое зацепление байонетного соединения. 4 ил.

Ловильное устройство всасывающего клапана глубинного штангового насоса, выполненное в виде байонета, содержащего ловильную цапфу с выступами, соединенную с всасывающим извлекаемым клапаном, и соединенную с плунжером ловильную втулку, на рабочем конце которой выполнена открытая входная пара пазов, разделяющая ее на две половинки, переход которых в замковую пару выполнен в виде винтовой поверхности, направленной по вращению часовой стрелки относительно ее рабочего торца, отличающееся тем, что направляющая поверхность входных пазов каждой из половинок ловильной втулки выполнена в виде односторонней правой винтовой поверхности длиной, равной не менее половины ее осевого шага.