ШТАНГОВАЯ НАСОСНАЯ УСТАНОВКА С ДВУХЦИЛИНДРОВЫМ НАСОСОМ Российский патент 2007 года по МПК F04B47/02 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к добыче нефти штанговыми скважинными насосными установками, и может быть использовано для снижения нагрузки на приводную часть насосной установки, в частности, при эксплуатации пространственно-искривленных скважин.

Известны установки скважинного штангового насоса, обусловливающие снижение нагрузки при ходе колонны штанг вверх.

Известная установка скважинного штангового насоса по а.с. №2016235, технической задачей которой является увеличение производительности насоса при одновременном уменьшении величины нагрузок при ходе вверх, имеет недостатки, заключающиеся в сложности конструкции и в появлении дополнительного сопротивления движению поршневой группы вниз, величина которого адекватна уменьшению нагрузки скважинного штангового насоса при ходе вверх.

Аналогом также является а.с. №2099508 «Способ подъема газожидкостной смеси скважин и глубинно-насосная установка для его осуществления». Сущность изобретения в том, что двухкамерный насос с двумя плунжерами и разделительной перегородкой откачивает продукцию скважины и при ходе вверх, и при ходе вниз. Для использования работы газа путем усиления всасывающего воздействия плунжеров и интенсификации разгазирования дополнительно установлены два эжекторных устройства.

Недостатком данной установки скважинного штангового насоса также является сложность конструкции и наличие продольного изгиба нижней части колонны штанг при ходе плунжеров вниз и, как следствие этого, низкий коэффициент подачи насоса и низкая надежность работы установки. Это связано с тем, что насос совершает нагнетание и при ходе вверх, и при ходе вниз, т.е. является насосом двойного действия.

Относительно снижения нагрузки за счет работы газа, которое осуществляет насосная установка, можно сказать следующее. В наклонно-направленных скважинах газ занимает верхнее положение по образующей колонны труб, и на участках изгиба колонны труб обусловливает сухое трение штанг и его износ. Поэтому в данном случае присутствие газа помимо пользы имеет и отрицательное воздействие.

Наиболее конструктивно близким к заявляемому изобретению является скважинная насосная установка, включающая подъемную колонну из насосных труб, два насосных цилиндра и два плунжера, размещенные один над другим и последовательно соединенные между собой посредством полого штока, закрепленные на колонне штанг через полированный шток и установленные в цилиндрах с образованием верхней и нижней рабочих камер и кольцевой камеры между цилиндром нижнего насоса и полого штока, а также перегородку с центральным проходным каналом, всасывающий, нагнетательный, обратный и управляющий клапаны. (SU 1015113 А, 30.04.1983).

Недостатком данной насосной установки является то, что открытие и закрытие нагнетательного клапана увязаны с движением колонны штанг через трение с ее нижней частью, следовательно, с присутствием продольного изгиба нижней части колонны штанг при ходе плунжеров вниз. Кольцевая камера как цилиндр насоса, работающая от действия плунжера, не приспособлена для нагнетания газа. Конструкция нагнетательного клапана не приспособлена для откачки жидкости с содержанием песка, и имеется опасность защемления песка в контактном зазоре седла и клапана и связанного с этим снижения надежности насосной установки.

Задача, решаемая насосом, заключается в устранении недостатков, имеющихся в существующих конструкциях.

Задача сводится к повышению работоспособности и надежности штанговой насосной установки путем исключения трения полированного штока и штанговой колонны; выполнением управляющего клапана в виде усеченного конуса и соединением его с нагнетательным клапаном через гибкую нить; выполнением седла основного нагнетательного клапана в виде полусферы с проточным отверстием, закрываемым клапаном с плоской посадочной поверхностью; заполнением кольцевой камеры пластовой водой.

Поставленная задача решается тем, что штанговая насосная установка, включающая подъемную колонну из насосно-компрессорных труб, два насосных цилиндра и два плунжера, размещенные один над другим и последовательно соединенные между собой посредством полого штока, закрепленные на колонне штанг через полированный шток и установленные в цилиндрах с образованием центральной и кольцевой рабочих камер, а также перегородку с центральным проходным каналом, всасывающий, нагнетательный, обратный и управляющий клапаны, отличающаяся тем, что уплотнение полированного штока выполнено щелевым, пропусканием его через цилиндровую втулку, герметично соединенную с нагнетательным клапаном; всасывающий клапан размещен в верхней части плунжерной группы; управляющий клапан выполнен в виде усеченного конуса и соединен с нагнетательным клапаном через гибкую нить; седло основного нагнетательного клапана выполнено в виде полусферы с проточным отверстием, закрываемым клапаном с плоской посадочной поверхностью; кольцевая камера заполнена пластовой водой.

Технический результат, обеспечиваемый предлагаемой конструкцией насоса, заключается в снижении нагрузки на приводную часть насосной установки и в повышении коэффициента подачи.

На чертеже схематично представлен общий вид штанговой насосной установки с двухцилиндровым насосом.

Штанговая насосная установка с двухцилиндровым насосом содержит подъемную колонну из насосно-компрессорных труб 1, штанговую колонну 2, два насосных цилиндра 3 и 4 и два плунжера 5 и 6, размещенные один над другим, образовав плунжерную группу, и соединенные между собой последовательно посредством полого штока 7, закрепленные на штанговой колонне 2 через полированный шток 8 и установленные в цилиндрах с образованием центральной рабочей камеры 9, камеру предварительной сепарации газа 10 и кольцевой рабочей камеры 11, а также перегородку 12 с центральным проходным каналом 13 для пропускания полированного штока 8, всасывающий 14 и нагнетательный 15 клапаны. Перегородка 12 имеет газовые каналы 16 и 17 для пропускания газа в кольцевую камеру 11, а затем - в затрубное пространство, периодически перекрываемые управляющим 18 и обратным 19 клапанами. На нагнетательном клапане заодно с ним установлена цилиндровая втулка 20 для щелевого уплотнения полированного штока при ходе плунжерной группы вниз. Движение нагнетательного клапана вверх ограничивается гибким соединением 21.

Цилиндры 3 и 4 с размещенными в них плунжерами 5 и 6 составляют плунжерные пары - верхнюю плунжерную пару и нижнюю плунжерную пару. Верхняя плунжерная пара с соответствующими клапанами представляет собой основной жидкостной насос, а нижняя плунжерная пара - вспомогательный газовый нагнетатель. Подача вспомогательного насоса обусловливается кольцевым сечением, определяемым разностью диаметров плунжеров 5 и 6.

Насосная установка работает следующим образом.

При ходе плунжеров 5 и 6 вниз происходит процесс всасывания продукции скважины в центральную рабочую камеру 9. Клапаны 15 и 19 при этом закрыты, а 14 и 18 открыты. Открытию и закрытию клапанов способствуют собственная сила тяжести и перепад давления жидкости. Продукция скважины из сепарационной камеры 10, куда за ход нагнетания поступает продукция скважины и происходит предварительная сепарация нефти и газа, через полый шток 7 переходит в центральную рабочую камеру 9, а газовая шапка, успевшая отделиться от нефти за счет гравитационных сил, - далее в расширяющуюся кольцевую рабочую камеру 11.

Поскольку все рабочие камеры сообщены между собой, расширяющаяся кольцевая камера принудительно отсасывает верхнюю газовую часть продукции скважины из центральной рабочей камеры. В результате перед ходом нагнетания в полости центральной рабочей камеры остается лишь жидкая часть продукции скважины, что обусловливает высокий коэффициент подачи насоса. Это дает основание использовать насос меньшего диаметра для добычи нефти, тем самым уменьшить нагрузку на приводную часть насосной установки. Повышению коэффициента подачи насоса также способствует сокращение упругих удлинений колонны штанг из-за уменьшения нагрузки и отсутствия изгиба ее нижней части колонны штанг при ходе вниз, поскольку уплотнение полированного штока осуществляется пропусканием его через цилиндровую втулку и представляет собой щелевое уплотнение наподобие пары «плунжер - цилиндр» скважинного насоса. Плунжеры 5 и 6 при ходе вниз не испытывают какое-либо сопротивление со стороны жидкости.

Кроме того, отсутствие свободного газа в нефти обеспечивает хорошую смазку колонны штанг в местах изгиба и не вызывает ее изнашивание.

Расчетами покажем возможность использования щелевого уплотнения полированного штока без снижения подачи насоса. Утечка жидкости через щелевое уплотнение рассчитывается по формуле

где k - коэффициент эксцентриситета; D - диаметр полированного штока; Δр - перепад давления на концах уплотнения; δ - зазор между цилиндровой втулкой и полированным штоком при их концентричном расположении; μ - вязкость жидкости. Подставив численные значения параметров, отражающие условия работы пары, близкие к реальным (k=1; π=3,14; D=30·10^-3 м; Δр=10 МПа; δ=25·10^-6 м; μ=10·10^-3 Па с; 86400 - количество секунд в сутках), получим

10 литров утечек в сутки - это немного, это необходимо для смазки пары трения. Основное преимущество этого конструктивного решения уплотнения полированного штока 8 заключается в возможности длительной эксплуатации насосного оборудования без подъема на поверхность.

При ходе плунжеров 5 и 6 вверх, управляющий клапан 18, имеющий небольшое трение с полированным штоком и увлекаемый подачей плунжера 5, приподнявшись, закрывает канал 16. По мере повышения давления в рабочей камере нагнетательный клапан 15 открывается и пропускает подачу насоса в подъемную колонну. Однако его ход ограничен натяжением гибкого соединения 21 между клапанами 15 и 18. При этом клапан 18 сильнее прижимается к отверстию всасывающего канала, обеспечивая более полную герметичность его закрывания. Этому способствует также коническая форма наружной поверхности клапана, причем, чем меньше угол конусности, тем сила давления жидкости эффективнее прижимает к отверстию. Однако уменьшение угла конусности имеет ограничение. Для того чтобы не было заклинивания клапана в закрытом положении, угол конусности должен быть незначительно больше угла трения (угол трения равен 7-9 градусов) соприкасающихся поверхностей.

Штанговая колонна совершает свои движения в подъемной колонне, заполненной преимущественно жидкостью, следовательно, истирания труб и штанг в наклонно-направленных скважинах минимальны.

При этом ходе плунжеров газ нагнетается из кольцевой камеры в затрубное пространство. Повышение эффективности нагнетания газа достигается заполнением кольцевой камеры пластовой водой, которая играет роль жидкостного поршня (плунжера). Поскольку углеводородный газ в пластовой воде не растворяется, из кольцевой камеры вытесняется весь объем газа, поступивший в нее при ходе всасывания. Объем воды, если имеет место ее расход, будет пополняться утечками через плунжерную пару основного жидкостного насоса. Эти утечки также состоят из пластовой воды, поскольку вода занимает нижнюю часть нагнетаемой продукции.

Основной жидкостной насос и вспомогательный газовый нагнетатель в данном случае работают параллельно. Преимущественно работу совершает основной жидкостной насос, подающий жидкую часть продукции в подъемную колонну. При нагнетании газовой фракции в затрубное пространство его давление будет незначительным. Поэтому нагрузка на приводную часть насоса будет определяться сечением верхнего, меньшего по диаметру, плунжера 5.

Механические примеси, преимущественно песок, ввиду размещения нагнетательного клапана в верхней части насоса предотвращает попадание песка даже при непредвиденных остановках насосной установки. Выполнение седла клапана в виде полусферы с проточным отверстием, закрываемым клапаном с плоской посадочной поверхностью, делает их соприкосновение по одной окружной линии, а не по плоскости, что исключает защемление песка между ними. При остановках в работе установки песок обратно в плунжерную пару не попадает и не вызывает износа и заклинивания плунжера в цилиндре.

Все это в совокупности повышает работоспособность и надежность насосной установки, т.е. способность работать длительное время с высоким коэффициентом подачи.

Устройство предназначено для использования в области нефтегазодобывающей промышленности, а именно в добыче нефти штанговыми скважинными насосными установками. Уплотнение полированного штока в насосной установке выполнено щелевым, пропусканием его через цилиндровую втулку, герметично соединенную с нагнетательным клапаном, а управляющий потоком газа клапан с проточными отверстиями выполнен в виде усеченного конуса и изготовлен из материала, плотность которого ниже плотности нефти. Нагнетательный клапан установлен в верней части цилиндра, на перегородке в виде полусферы с проточным отверстием, закрываемым клапаном с плоской посадочной поверхностью. Такое техническое решение исключает защемление песка между клапаном и седлом, снижаются нагрузки на приводную часть установки при эксплуатации пространственно-искривленных скважин. 3 з.п. ф-лы, 1 ил.

1. Штанговая насосная установка с двухцилиндровым насосом, включающая подъемную колонну из насосно-компрессорных труб, два насосных цилиндра и два плунжера, размещенные один над другим и последовательно соединенные между собой посредством полого штока, закрепленные на колонне штанг через полированный шток и установленные в цилиндрах с образованием центральной и кольцевой камер, а также перегородку с центральным проходным каналом, всасывающий, нагнетательный, обратный и управляющий клапаны, отличающаяся тем, что уплотнение полированного штока выполнено щелевым и пропущено через цилиндровую втулку, герметично соединенную с нагнетательным клапаном.2. Установка по п.1, отличающаяся тем, что управляющий клапан выполнен в виде усеченного конуса и соединен с нагнетательным клапаном через гибкую нить.3. Установка по п.1, отличающаяся тем, что седло основного нагнетательного клапана выполнено в виде полусферы с проточным отверстием, закрываемым клапаном с плоской посадочной поверхностью.4. Установка по п.1, отличающаяся тем, что кольцевая камера заполнена пластовой водой.