ПЛУНЖЕР СКВАЖИННОГО ШТАНГОВОГО НАСОСА Российский патент 2007 года по МПК F04B53/14 F04B47/00 

Изобретение относится к нефтепромысловому оборудованию и может быть использовано при проектировании, изготовлении и эксплуатации скважинных штанговых насосов (далее - СШН).

Известен плунжер СШН, представляющий собой трубу с наружной рабочей поверхностью, имеющей износостойкое хромовое покрытие или нанесенный износостойкий порошок, а также выполненные на части наружной поверхности плунжера кольцевые канавки (см. каталог «Скважинные штанговые насосы для добычи нефти», М., ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, 1988, стр.31). При прохождении откачиваемой жидкости с механическими примесями (далее - мехпримесями) наружная поверхность плунжера выполняет функцию обеспечения герметичности пары плунжер-цилиндр СШН, кольцевые канавки выполняют функцию аккумулирования части находящихся в откачиваемой жидкости мехпримесей, ведущую к снижению изнашивания указанной пары.

К числу недостатков данного плунжера следует отнести то, что кольцевые канавки быстро заполняются мехпримесями, после чего плунжер начинает работать как плунжер без канавок, при этом мехпримеси, скапливаясь в канавках, создают на некоторой части плунжера поверхность, насыщенную мехпримесями с высокой твердостью, что приводит к ужесточению процесса изнашивания цилиндра СШН.

Известен универсальный плунжер для глубинных насосов, на наружной поверхности которого выполнены две фаски, заканчивающиеся седлами, в которых размещены два комбинированных полиуретановых уплотнения, функцией которых является уплотнение находящегося между ними сплошного жидкостного кольца. Указанное жидкостное кольцо, наружная поверхность которого контактирует с внутренней поверхностью цилиндра, выполняет функцию обеспечения герметичности пары плунжер-цилиндр при возвратно-поступательном движении плунжера СШН (см. патент США №5120203, кл. F04В 21/04 / 39/10, F01В 31/00, A16L 25/00, 1992).

Недостатком данной конструкции является то, что при наличии в откачиваемой жидкости мехпримесей комбинированное полиуретановое уплотнение под действием высокого перепада давления над и под плунжером будет разрушено, что приведет к утечке жидкостного кольца, ведущее к потере герметичности пары плунжер-цилиндр СШН.

Известен плунжер штангового насоса, поверхность которого представлена поверхностью отдельных втулок с уплотнительными кольцами, разрезными упорными вкладышами, верхней и нижней муфтами. Благодаря такой конструкции втулки могут смещаться в радиальном направлении. При возвратно-поступательном движении плунжера поверхности отдельных втулок принимают форму, соответствующую внутренней поверхности цилиндра, что позволяет сглаживать дефекты сборки цилиндра и кривизну насоса, т.е. выполнять функцию обеспечения герметичности пары за счет изменения наружной поверхности втулок плунжера относительно внутренней поверхности цилиндра. Предполагается, что при этом утечки через плунжерную пару будут незначительны, а контактные напряжения от радиальных усилий, ведущие к взаимному истиранию поверхностных слоев плунжера и цилиндра, практически будут отсутствовать (см. а.с. СССР №503042 кл. F04В 47/02, 1974).

К числу недостатков конструкции предложенного плунжера относится изнашивание поверхностей втулок мехпримесями и увеличение утечек в зазорах втулок.

Наиболее близкой конструкцией плунжера того же назначения к заявляемой конструкции является плунжер глубинного насоса (далее - скважинного штангового насоса - СШН), имеющий трубу и цилиндрические насадки с нарезанными пазами, в которых установлены металлические уплотнительные кольца большего диаметра, чем диаметр насадки, причем при движении плунжера металлические уплотнительные кольца вступают в контакт с внутренней поверхностью цилиндра СШН, тем самым обеспечивая герметичность пары плунжер-цилиндр СШН и очистку цилиндра СШН от оседающих на него мехпримесей (см. патент Канады №2076342, кл. F04В - 047/00, 1992).

К числу недостатков данного плунжера с насадками относится исключение возможности прохода мехпримесей в зазоре пары плунжер-цилиндр, поскольку металлические уплотнительные кольца насадок, контактируя с внутренней поверхностью цилиндра, исключают наличие зазора, а, значит, и вышеуказанную возможность, что в целом приводит к увеличению вероятности появления песчаных пробок на приеме насоса или в скважине. Одновременно к числу недостатков следует отнести ухудшение условий смазки пары плунжер-цилиндр СШН, также объясняемое прямым контактом металлических уплотнительных колец насадок и цилиндра, что исключает поступление откачиваемой жидкости к точкам контакта кольцо-цилиндр СШН.

Задачей изобретения является улучшение технико-экономических показателей скважин, оборудованных СШН. Для решения данной задачи необходимо обеспечить в течение длительного периода эксплуатации скважин минимальный износ пары плунжер-цилиндр СШН, обеспечивающий ее эффективное уплотнение.

Указанный технический результат достигаются тем, что в известном плунжере СШН, имеющем трубу и насадки, особенностью является то, что насадки имеют переменный диаметр, причем зазор между максимальным диаметром последнего кольцевого выступа насадки и внутренним диаметром цилиндра, в котором установлен плунжер, равен или меньше половины размера зазора пары плунжер-цилиндр насоса, а минимальный диаметр кольцевого выступа выполнен с учетом возможности прохода частиц мехпримесей максимального размера, характерных для эксплуатации конкретной скважины.

Минимальное увеличения зазора в паре плунжер-цилиндр СШН, обеспечивающее эффективное уплотнение этой пары, может быть достигнуто за счет минимизации износа указанной пары (утечки прямо пропорциональны зазору в кубической зависимости, т.е. при увеличении зазора в 4 раза утечки возрастут в 64 раза (см. «Добыча нефти штанговыми насосами», А.Н.Адонин, М, Недра, 1979, стр.61). Минимальное увеличение зазора может быть достигнуто за счет уменьшения влияния на изнашивание пары плунжер-цилиндр мехпримесей. Мехпримеси, в основном песок, выносятся из пласта в процессе эксплуатации скважин или заносятся с поверхности при их ремонтах. Незначительная часть мехпримесей может быть результатом изнашивания элементов штанговой колонны в процессе ее возвратно-поступательного движения в колонне насосно-компрессорных труб. Проведенный анализ (см. «Влияние механических примесей на работу механизированного фонда нефтяных скважин»», А.В.Локтев, И.Д.Болтов, А.Г.Гибадуллин, ж. «Нефтепромысловое дело», 1992, №6, с.7) показал, что примерно 80% мехпримесей, обнаруженных в пробах откачиваемой жидкости, вынесены из пласта, при этом их основными компонентами являются кварц, натриевый полевой шпат и другие карбонаты. Исследования показали, что размер зерен (частиц) большинства нефтесодержащих пород, которые выносятся добываемой жидкостью, колеблется от 0,01 до 0,1 мм (см. «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин», В.М.Муравьев, М., Недра, 1978, стр.31), что позволяет им попадать в зазор пары плунжер-цилиндр и изнашивать их поверхности.

При откачке СШН жидкости с мехпримесями, они, попадая в зону контакта пары плунжер-цилиндр СШН, участвуют в трении, передаче нагрузок с плунжера на цилиндр, ведущие к появлению остаточной деформации и отделению материала с поверхностей плунжера и цилиндра, что в целом приводит к их гидроабразивному изнашивании. При гидроабразивном изнашивании пары плунжер-цилиндр СШН в нем принимают участие лишь те частицы мехпримесей, размеры которых близки к величине зазора в указанной паре, т.к. частицы меньших размеров свободно проходят через зазор с откачиваемой жидкостью, не разрушая поверхностей плунжера и цилиндра, а частицы большего размера не могут попасть в зазор (см. «Защита скважинного насоса от газа и песка», A.M.Пирвердян, М., Недра, 1986, стр.88). Последние, при их остаточном скоплении, создают песчаную пробку на приеме насоса или на забое скважины, что ведет к прекращению откачки жидкости из скважины.

Результаты исследований партии отработавших плунжеров показали, что 92% из них имеют износ хромового покрытия на концах плунжеров длиной примерно 200 мм (см. «Повышение износостойкости плунжерной пары штанговых глубинных насосов», С.Г.Бабаев, Д.И.Агамирзоев, Ш.Г.Насибов, обзорная информация, сер. ХМ-3, - М.: ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, 1973, стр.3-4). На остальной части плунжеров отмечается равномерный износ, который меньше износа концов плунжеров минимум в 2,8 раза. Увеличенный износ концов плунжера объясняется тем, что при возвратно-поступательном движении плунжера мехпримеси в первую очередь попадают в зазор пары плунжер-цилиндр в зоне концов плунжера, где происходит процесс измельчения мехпримесей, способствующий увеличению износа концов плунжера. Измельченные частицы, двигаясь в потоке жидкости в зоне остальной части плунжера, производят минимальный износ этой части плунжера. Поэтому для исключения локального изнашивания плунжера необходимо на его концах установить насадки, функцией которой будет измельчение мехпримесей. Конструкция и технология изготовления насадок должна обеспечить критические величины нагрузок, действующих на абразивную частичку, превышающие ее предел прочности, после чего последняя начнет измельчаться, теряя свои абразивные свойства (см. «Расчетные методы оценки абразивного износа, У.А.Икрамов, М. Машиностроение, 1987, стр.83, стр.175. При этом процесс измельчения абразивных частиц характеризуется образованием большого количества мелких частиц и происходит до тех пор, пока они не приобретут меньший размер, чем величина зазора (см. там же, стр.175).

Зазор в паре плунжер-цилиндр СШН дается на диаметр плунжера (см. каталог «Скважинные штанговые насосы для добычи нефти.», М, ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, 1988, с.4). т.е. на одну сторону зазор равен половине размера зазора на диаметр. Поэтому для исключения активного взаимодействия абразивной частицы с поверхностями плунжера и цилиндра ее размер после измельчения должен быть равен или меньше половине размера зазора в паре плунжер-цилиндр СШН, что позволит свести к минимуму ее гидроабразивное изнашивание и обеспечить проход измельченных частиц мехпримесей в зазоре пары плунжер-цилиндр СШН. Проход измельченных мехпримесей в зазоре и их вынос вместе с откачиваемой жидкостью из скважины обеспечит систематическое удаление мехпримесей из нефтяного пласта, что улучшит условия его эксплуатации.

Техническая сущность изобретения отражена на чертеже.

Для реализации предложенной конструкции, представленной на чертеже, используется серийный насос 1 с всасывающим клапаном 2, плунжером насоса 3 с насадками 4, нагнетательным клапаном 5 и приводящими в движение плунжер штангами 6. Насадки имеют кольцевые выступы с постоянно увеличивающимся диаметром.

При подборе насадок к плунжеру дополнительно к техническим требованиям, выполняемым при подборе СШН, анализируются результаты исследования скважин, позволяющих оценить состав мехпримесей и их размеры. Учитывая зазоры в паре плунжер-цилиндр выбирают группы посадки насоса и геометрические размеры плунжера и его насадок, исходя из чего устанавливают, что максимальный диаметр Д₃ последнего кольцевого выступа насадки должен быть таким, чтобы размер зазора между ним и внутренней поверхностью цилиндра был меньше или равен половине размера зазора в паре плунжер-цилиндр (например, для второй группы посадки размер зазора находится в интервале от 0,06 мм до 0,12 мм, в среднем 0,09, деленное пополам). При этом диаметр Д₁ должен обеспечить поступление в зазор пары плунжер-цилиндр СШН частиц мехпримесей максимальных размеров, характерных для данной скважины.

При работе скважинной штанговой насосной установки (на чертеже стрелкой С показан ход вверх плунжера) откачиваемая жидкость с мехпримесями разных размеров под действием перепада давления проходит по кольцевым выступам насадок плунжера, при этом частички мехпримесей в зависимости от своих размеров прижимаются в достаточно кратковременные промежутки времени поверхностью некоторого кольцевого выступа к внутренней поверхности цилиндра СШН, что обеспечивает их измельчение (чертеж, до измельчения частичка А, после измельчения две частицы A₁, до измельчения частица Б, после измельчения две частицы Б₁). При этом частица В, имеющая меньший размер, чем половина размера зазора в паре плунжер-цилиндр СШН, проходит по нему, не измельчаясь. В дальнейшем жидкость с измельченными частичками мехпримесей проходит в зазоре пары плунжер-цилиндр СШН, обеспечивая его герметичность и снижая вероятность образования песчаных пробок у приема СШН или на забое скважины.

После измельчения попавшие в зазор пары плунжер-цилиндр мехпримеси обеспечат пассивную стадию взаимодействия с поверхностями трения пары, создавая при этом ее минимальный износ, а, соответственно, и минимальные утечки. Кроме того, при этом будут улучшены процессы выноса мехпримесей из пласта на поверхность, потому что скорость осаждения песка, ведущая к образованию пробок, определяемая по формуле Стокса (см. «Защита скважинного насоса от газа и песка», A.M.Пирвердян - М.: Недра, 1988, стр.62 формула У. 15), прямо пропорциональна квадрату диаметра его частиц, т.е. скорость осаждения измельченного песка уменьшится, а значит потребуется больше времени для образования песчаных пробок, что увеличит длительность межремонтного периода скважин.

При проектировании и изготовлении плунжера с насадками необходим учет кинематического и материаловедческого аспектов.

Конструкция насадок может иметь постоянно увеличивающиеся по наружному диаметру кольцевые выступы. Данная конструкция позволит создать в очень краткие моменты времени критические величины нагрузок, действующие на абразивную частицу за счет ее заклинивания между поверхностью выступа насадки и внутренней поверхностью цилиндра. Кратковременный в момент заклинивания контакт абразивной частицы с поверхностью цилиндра уменьшит вероятность разрушения этой поверхности. В качестве упрощенной конструкции насадки могут быть выполнены в виде конуса, где его максимальный диаметр будет равен половине размера зазора в паре плунжер-цилиндр СШН, а минимальный диаметр должен обеспечить проход частиц мехпримесей максимального размера, характерных для эксплуатации конкретной скважины.

Для учета материаловедческого аспекта кольцевые выступы насадок или их конусные и другие поверхности выполняются из металла с большей твердостью, чем твердость мехпримесей, ориентируясь на твердость кварца как наиболее распространенного элемента мехпримесей.

Наибольшему износу подвергаются концы плунжера длиной примерно 200 мм (см. выше), поэтому длина двух насадок, расположенных на его концах, должна составить 400 мм. Для наиболее распространенной длины плунжера 1200 мм это составит 33%, исходя из чего можно принять, что длина двух насадок плунжера, обеспечивающих измельчение мехпримесей для всех диаметров плунжеров должна составлять порядка 30% их длины.

Монтаж насадок на тело плунжера может быть обеспечен с помощью резьбового соединения Р.

Предложенный подход позволит использовать отлаженное производство серийных плунжеров с дополнением их насадками, установленных на концах плунжеров. Также на базе этого подхода можно организовать ремонтное производство плунжеров СШН в условиях нефтегазодобывающих предприятий.

Устройство предназначено для использования в области нефтепромыслового оборудования при проектировании, изготовлении и эксплуатации скважинных штанговых насосов. Плунжер скважинного штангового насоса содержит трубу и насадки. Насадки имеют переменный диаметр. Зазор между максимальным диаметром последнего кольцевого выступа насадки и внутренним диаметром цилиндра, в котором установлен плунжер, равен или меньше половины размера зазора пары плунжер-цилиндр насоса. Минимальный диаметр кольцевого выступа выполнен с учетом возможности прохода частиц механических примесей максимального размера, характерных для эксплуатации конкретной скважины. Уменьшение износа позволит снизить темпы увеличения утечек, обеспечив стабильную подачу насоса в течение длительного времени. Повышается надежность пары плунжер-цилиндр. 1 ил.

Плунжер скважинного штангового насоса, содержащий трубу и насадки, отличающийся тем, что насадки имеют переменный диаметр, причем зазор между максимальным диаметром последнего кольцевого выступа насадки и внутренним диаметром цилиндра, в котором установлен плунжер, равен или меньше половины размера зазора пары плунжер-цилиндр насоса, а минимальный диаметр кольцевого выступа выполнен с учетом возможности прохода частиц механических примесей максимального размера, характерных для эксплуатации конкретной скважины.