Скважинный штанговый насос для малодебитных скважин

Полезная модель относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для эксплуатации добывающих малодебитных скважин, в том числе с высоким газовым фактором, с обводнившейся и/или высоковязкой продукцией. Скважинный штанговый насос содержит цилиндр с всасывающим клапаном, соединенный с колонной труб, плунжер с нагнетательным клапаном, соединенный штангами с устьевым приводом. Нагнетательный клапан размещен сверху плунжера, который выполнен длиной большей длины максимального рабочего хода устьевого привода. Цилиндр оснащен герметичной камерой большего диаметра, в нижней части которой установлен всасывающий клапан. Клапаны изготовлены с пропускной способностью не менее пропускной способности плунжера. Камера может быть соединена с верхней или нижней частью цилиндра или присоединена к цилиндру между его верхней и нижней частями. Камера может быть оснащена как минимум одним дополнительным всасывающим клапаном, установленным последовательно всасывающему клапану и отвечающему тем же условиям, что и другие клапаны. Плунжер может быть оснащен как минимум одним дополнительным нагнетательным клапаном, установленным последовательно нагнетательному клапану и отвечающему тем же условиям, что и другие клапаны. Данная конструкция позволяет эффективно работать в малодебитных скважинах с максимальным КПД, в том числе для добычи сложной продукции, обводнившейся нефти и/и продукции с высоким содержанием газа из-за минимального сопротивления потоку жидкости и дублирования работы клапанов.

1 н.п, 6 з.п., 5 ил.

Полезная модель относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для эксплуатации добывающих малодебитных скважин, в том числе с высоким газовым фактором, с обводнившейся и/или высоковязкой продукцией.

Известна глубинно-насосная установка (патент RU 2361115, F04B 47/02, опубл. 10.07.2009 г.), включающая штанговый насос, содержащий цилиндр, приемный клапан, плунжер с управляемым нагнетательным клапаном, присоединенный к колонне насосных штанг с центраторами, пакер и перепускное устройство, отличающаяся тем, что глубинно-насосная установка ниже перепускного устройства снабжена полым хвостовиком, состоящим из верхней и нижней частей, с дополнительным перепускным устройством, пакером, выполненным в виде самоуплотняющихся манжет с расстоянием между рядом расположенными самоуплотняющимися манжетами, превышающим расстояние между торцами труб в муфтовых соединениях эксплуатационной колонны, и упором, причем ниже пакера и выше упора хвостовик снабжен боковыми отверстиями, а дополнительное перепускное устройство выполнено в виде цилиндра, соединенного с нижней частью хвостовика, с боковыми каналами, сообщающимися с внутренней полостью хвостовика, и полого поршня, соединенного с верхней частью хвостовика, с возможностью ограниченного осевого перемещения вниз относительно цилиндра с герметичным перекрытием сообщения между боковыми каналами цилиндра и внутренней полостью хвостовика.

Недостатками данного насоса являются сложность изготовления, установки и обслуживания из-за наличия отсекающего пакера и необходимости спуска и подъема всей установки в сборе на колонне штанг, что делает невозможным использование установки в скважинах глубиной более 1500 м, при этом малые пропускные сечения в клапанах значительно, которые увеличивают сопротивление потока жидкости и, как следствие снижают коэффициент полезного действия (КПД) при добыче из малодебитных скважин, особенно с высоковязкой и/или обводнившейся (более 80%) продукцией, а также с высоким газовым фактором (вызывая большие перепады давлений и выделение газа), при этом высокая вероятность отказа работы одного из клапанов и, как следствие, работы всего насоса.

Наиболее близким является скважинный штанговый насос (патент RU 2088805, F04B 47/00, опубл. 27.08.1997 г.), содержащий цилиндр с всасывающим клапаном, плунжер с нагнетательным клапаном, сцепляющее устройство и сливное устройство, отличающийся тем, что сцепляющее устройство снабжено корпусом-центратором с внутренней конической поверхностью, по окружности которой размещены поджатые пружиной и шайбой конические плашки, находящиеся в зацеплении с плашкодержателем, размещенным в сквозном отверстии специального переводника, соединенного с корпусом-центратором и штангами, а сливное устройство снабжено корпусом с внутренней конической поверхностью, в пределах которой по окружности выполнены радиальные отверстия и, размещенной внутри него конической втулкой, наружная поверхность которой выполнена цилиндрической с размещенными на ней радиальными отверстиями и конической с проточкой между ними, а внутри имеется сквозное ступенчатое отверстие с пазами на его малом диаметре.

Недостатками данного насоса являются сложность изготовления большого количества мелких, сложных деталей и малые пропускные сечения в клапанах, которые значительно увеличивают сопротивление потока жидкости и, как следствие снижают КПД при добыче из малодебитных скважин, особенно с высоковязкой и/или обводнившейся (более 80%) продукцией, а также с высоким газовым фактором (вызывая большие перепады давлений и выделение газа), при этом высокая вероятность отказа работы одного из клапанов и, как следствие, работы всего насоса.

Технической задачей предполагаемой полезной модели является создание скважинного штангового насоса с высоким КПД и низким сопротивлением для перетока жидкости во всей его конструкции, при этом снижение вероятности выхода из строя насоса за счет дублирования работы клапанов.

Техническая задача решается скважинным штанговым насосом, содержащим цилиндр с всасывающим клапаном, соединенный с колонной труб, плунжер с нагнетательным клапаном, соединенный штангами с устьевым приводом.

Новым является то, что нагнетательный клапан размещен сверху плунжера, который выполнен длиной большей длины максимального рабочего хода устьевого привода, цилиндр оснащен герметичной камерой большего диаметра, в нижней части которой установлен всасывающий клапан, при этом клапаны изготовлены с пропускной способностью не менее пропускной способности плунжера.

Новым является то, что камера может быть соединена с нижней частью цилиндра.

Новым является то, что камера может быть соединена с верхней частью цилиндра.

Новым является то, что камера может быть присоединена к цилиндру между его верхней и нижней частями.

Новым является то, что камера может быть оснащена как минимум одним дополнительным всасывающим клапаном, установленным последовательно всасывающему клапану и отвечающему тем же условиям, что и другие клапаны.

Новым является то, что плунжер может быть оснащен как минимум одним дополнительным нагнетательным клапаном, установленным последовательно нагнетательному клапану и отвечающему тем же условиям, что и другие клапаны.

На фиг.1 изображена принципиальная схема насоса с камерой, присоединенной к нижней части цилиндра.

На фиг.2 изображена принципиальная схема насоса с камерой, присоединенной к верхней части цилиндра.

На фиг.3 изображена принципиальная схема насоса с камерой, присоединенной к цилиндру между его верхней и нижней частями.

На фиг.4 изображена схема камеры с дополнительным всасывающим клапаном.

На фиг.5 схема плунжера с дополнительным нагнетательным клапаном.

Скважинный штанговый насос содержит цилиндр 1(фиг.1) с всасывающим клапаном 2, соединенный с колонной труб 3, плунжер 4 с нагнетательным клапаном 5, соединенный штангами 6 с устьевым приводом (на фиг. не показан). Нагнетательный клапан 5 размещен сверху плунжера 4, который выполнен длиной L1 длины L (на фиг.1 не показана) - максимального рабочего хода устьевого привода. Цилиндр 1 оснащен герметичной камерой 7 большего диаметра, в нижней части которой установлен всасывающий клапан 2. Клапаны 2 и 5 изготовлены с пропускной способностью не менее пропускной способности плунжера 4 для снижения сопротивления потоку перекачиваемой жидкости.

Камера 7 может быть соединена с нижней или верхней (фиг.2) частью цилиндра 1, а так же между (фиг.3) его верхней и нижней частями цилиндра 1. Причем присоединение камеры 7 (фиг.2) к верхней части цилиндра 2, которой он соединен с колонной труб 3 (фиг.1), используют для снижения дополнительной нагрузки на цилиндр 1 (фиг.2), вызванной весом камеры 7, при добыче сложной для работы насоса продукции: высоковязких нефтей и/или продукции с высокими сернистостью и/или склонностью к образованию асфальтопарафиновых отложений и эмульсий. Присоединение камеры 7 (фиг.1) к нижней части цилиндра 1 используют при высоком содержании газа в добываемой продукции для исключения его сбора в верхней части камеры 7. Если же сложная для добычи насосом продукция имеет также высокое содержание газа, используют соединение камеры 7 (фиг.2) к верхней части цилиндра 1, но в нижней части цилиндра 1 производят герметизацию пространства между цилиндром и камерой 7 (например: уплотнительной манжетой - на фиг.2 не показана) для исключения дополнительной нагрузки на цилиндр 1 и исключения сбора выделяющегося газа в верхней части камеры 7. Присоединение камеры 7 (фиг.3) между нижней и верхней частями цилиндра 1 используют во всех других случаях, если это необходимо для упрощения изготовления, сборки и обслуживания насоса и связанно с технологическими особенностями конструкции цилиндра 1.

При добыче сложной продукции, тем более при наличии в ней газа, для более надежной работы насоса необходимо дублирование клапанов 2 (фиг.1) и/или 5 одним или несколькими соответствующими дополнительными клапанами 8 (фиг.4) и 9 (фиг.5) - это определяется эмпирическим путем при стендовых испытаниях насоса с аналогичной продукцией, с которой предстоит работать насосу. Для дублирования всасывающего клапана 2 (фиг.4) камера 7 оснащают как минимум одним дополнительным всасывающим клапаном 8 с пропускной способностью не менее пропускной способности плунжера 4 (фиг.1), причем дополнительный всасывающий клапан 8 (фиг.4) устанавливают последовательно всасывающему клапану 2. Для дублирования нагнетательного клапана 5 (фиг.5) плунжер 4 оснащают как минимум одним дополнительным нагнетательным клапаном 9 с пропускной способностью не менее пропускной способности плунжера 4, причем дополнительный нагнетательный клапан 9 устанавливают последовательно нагнетательному клапану 5. Дополнительные клапаны 8 (фиг.4) и 9 (фиг.5) работают синхронно с соответствующими им клапанами 2 (фиг.4) и 5 (фиг.5), поэтому при описании принципа работы насоса работа клапанов 8 (фиг.4) и 9 (фиг.5) не будет оговариваться.

Скважинный штанговый насос работает следующим образом.

Перед спуском определяют параметры насоса: внутренний диаметр D_ц цилиндра 1 (фиг.1), обеспечивающего площадь поперечного сечения S_ц цилиндра 1 (для малодебетных скважин, тем более со сложной продукцией пласта или пластов для снижений нагрузки на штанги 6 выбирают цилиндры 1 с минимальным S_ц и длиной L2, рекомендуется не менее 1 м), под который подбирают плунжер 4 с внутренним диаметром, обеспечивающим площадь поперечного сечения S, производительность, из производительности скважины подбирают длину рабочего хода L устьевого привода и количество его возвратно поступательных перемещений в период времени. Производительность насоса Q определяют по следующей формуле:

где Q - производительность насоса в час, м³/час;

n - частота работы устьевого привода, 1/час;

- КПД насоса;

Q_x - производительность насоса за одно возвратно-поступательное перемещение плунжера 4, м³/n.

Производительность насоса за одно возвратно-поступательное перемещение Q_x плунжера 4 определяют по формуле:

где Q_x - производительность насоса за одно возвратно-поступательное перемещение плунжера 4, м³/n;

n - частота работы устьевого привода, 1/час;

S_ц - внутренняя площадь поперечного сечения цилиндра 1, м²;

L - длина рабочего хода устьевого привода, м;

D_ц - внутренний диаметр цилиндра 1, м.

Поле чего подбирают длину L1 плунжера 4, которая для сохранения работоспособности насоса должна быть не менее максимальной длины рабочего хода L устьевого привода (L1>L). Для сохранения герметичности соединения плунжера 4 с цилиндром 1 и исключения избыточной металлоемкости конструкции длину L1 плунжера 4 рекомендуется брать из формулы:

где L1 - рекомендованная длина плунжера 4, м;

L_max - максимальная длина рабочего устьевого привода, м.

При длине L1 плунжера 4 более длины L2 цилиндра 1 (L1>L2) длину L1 плунжера 4 можно рассчитывать по формуле:

где L1 - рекомендованная длина плунжера 4, м;

L_max - максимальная длина рабочего устьевого привода, м;

L2 - длина цилиндра 1, м.

Длину L3 камеры 7 от нижней кромки цилиндра 1 до всасывающего клапана 2 при длине L2 цилиндра 1 больше длины L1 плунжера 4 (L2>L1) для экономии материалов выбирают равной:

где L3 - рекомендованная длина камеры 7 от нижней кромки цилиндра 1 до всасывающего клапана 2, м.

При длине L1 плунжера 4 более длины L2 цилиндра 1 (L1>L2) длину L3 камеры 7 выбирают не менее длины L1 плунжера 4 без длины L2 цилиндра 1 (L3L1-L2). Длину L3 камеры 7 при этом рассчитывают по формуле:

где L3 - рекомендованная длина камеры 7 от нижней кромки цилиндра 1 до всасывающего клапана 2, м;

L1 - длина плунжера 4, м;

L2 - длина цилиндра 1, м.

Что бы обеспечить минимальное сопротивление потоку жидкости, перекачиваемой через насос необходимо, чтобы сопротивление потоку во всех точках насоса было не меньше сопротивления потоку в плунжере 4. Главным показателем сопротивления потока является площадь поперечного сечения продуктопровода.

За базу принимаем площадь S поперечного сечения плунжера 4, определяемую по формуле:

где S - площадь поперечного сечения внутренней полости плунжера 4, мм²;

D_пл - диаметр внутренней полости плунжера 4, мм.

Исходя из площади S поперечного сечения плунжера 4 подбираем нагнетательный клапан 5. Для чего определяют площадь поперечного сечения S2 седла клапана 5, которая должна быть не менее площади S поперечного сечения плунжера 4:

где S - площадь поперечного сечения внутренней полости плунжера 4, мм²;

S2 - площадь поперечного сечения седла клапана 5, мм² ;

D_снк - диаметр седла нагнетательного клапана 5, мм.

Исходя из формул (7 и 8) видно, что внутренний диаметр D_пл плунжера 4 и диаметр седла D_снк клапана 5 соответствуют следующему параметру:

Исходя из этих параметров, подбирают нагнетательный клапан 5, корпус 10 которого через переводник (на фиг. не показан) сверху фиксируют на плунжере 4, причем суммарная площадь S3 выходных каналов 11 должна быть не менее площади поперечного сечения S внутренней полости плунжера 4:

где S3 - суммарная площадь S3 выходных каналов 11, мм²;

S - площадь поперечного сечения S внутренней полости плунжера 4, мм².

После чего определяют внутреннюю площадь поперечного сечения S_тр колонны труб 3 в зоне перемещения корпуса 10 клапана 5, исходя их площади поперечного сечения S_к корпуса 10 клапана 5 и площади S поперечного сечения плунжера 4:

где S_тр - внутренняя площадь поперечного сечения колонны труб 3, мм²;

S_к - наружная площадь поперечного сечения корпуса 10 клапана 5, мм²;

S - площадь поперечного сечения внутренней полости плунжера 4, мм².

Внутренняя площадь поперечного сечения S_тр колонны труб 3 определяют из формулы:

где S_тр - внутренняя площадь поперечного сечения колонны труб 3, мм²;

D_тр - внутренней диаметр колонны труб 3, мм.

Наружная площадь поперечного сечения S_к корпуса 10 клапана 5 определяют из формулы:

где S_к - наружная площадь поперечного сечения корпуса 10 клапана 5, мм²;

D_к - наружный диаметр корпуса 10 клапана 5, мм.

Исходя из формул (6, 7 и 8) определяем внутренний диаметр D_тр колонны труб 3:

где D_тр - внутренней диаметр колонны труб 3, мм.

D_к - наружный диаметр корпуса 10 клапана 5, мм.

D_пл - диаметр внутренней полости плунжера 4, мм.

Исходя из данных параметров, выбирают трубы колонны труб 3 для спуска цилиндра 1 в скважину.

Аналогичным образом подбирают всасывающий клапан 2 (корпус клапана 2 на фиг. не показан) и внутренний и наружный диаметры камеры 7 цилиндра 1. Возможно, что клапаны 2 и 5 будут приниматься одинакового типоразмера, как и трубы для колонны труб 3 и камеры 7

Определив параметры цилиндра 1, плунжера 4, клапанов 2 и 5, камеры 7 и колонны труб 3, собирают насос. Камеру 7 с всасывающим клапаном 2 присоединяют снизу к цилиндру 1 с соблюдением длины L3 (например: при помощи переводника, не показанного на фиг. и зафиксированного в нужном месте снаружи цилиндра 1). Цилиндр 1 на колонне труб 3 спускают в скважину (на фиг. не показана) в интервал установки. После чего плунжер 4 с нагнетательным клапаном 5 присоединяют к штангам 6, на которых их спускают в колонну труб 3, предварительно зафиксированную на устье скважины, взаимодействия переводника корпуса 10 клапана 5 с верхней кромкой цилиндра 1, что фиксируется на устье скважины на индикаторе веса (на фиг. не показан) в виде снижения веса штанг 6. После чего устье скважины герметизируют устьевой арматурой (на фиг. не показана), колонну штанг приподымают (на 5 - 20 см для исключения ударных нагрузок на цилиндр 1 от взаимодействия с переводником корпуса 10 при возвратно-поступательном перемещении штанг 6) и соединяют с устьевым приводом в низшей мертвой точке.

Устьевой привод запускают в действие, и он передает возвратно-поступательное перемещение штангам 6 и плунжеру 4. При ходе вверх плунжера 4 и герметичном перемещении вдоль цилиндра 1 в камере 7 создается разряжение, нагнетательный клапан 5 закрывается, всасывающий клапан 2 открывается и жидкость из скважины поступает в камеру 7. При ходе плунжера 4 вниз в камере создается избыточное давление, всасывающий клапан 2 закрывается, а нагнетательный 5 открывается и жидкость из камеры 7 перетекает в колонну труб 3. При постоянном возвратно-поступательном перемещении плунжера 4 относительно цилиндра 1 и камеры 7 жидкость из скважины перетекает в колонну труб 3, по которой поднимается на поверхность.

Поскольку в данной конструкции насоса используются цилиндр 1 и плунжер 4 малого диаметра, а пропускная способность клапанов 2 и 5 не менее пропускной способности плунжера 4 (то есть сопротивление потоку жидкости минимально возможное для данной плунжерной пары: цилиндр 1 - плунжер 4), то данная конструкция позволяет эффективно работать в малодебитных скважинах с максимальным КПД, в том числе для добычи сложной продукции, обводнившейся нефти и/и продукции с высоким содержанием газа из-за минимального сопротивления потоку жидкости и дублирования работы клапанов.

Данная конструкция позволяет эффективно работать в малодебитных скважинах с максимальным КПД, в том числе для добычи сложной продукции, обводнившейся нефти и/и продукции с высоким содержанием газа из-за минимального сопротивления потоку жидкости и дублирования работы клапанов.

1. Скважинный штанговый насос, содержащий цилиндр с всасывающим клапаном, соединенный с колонной труб, плунжер с нагнетательным клапаном, соединенный штангами с устьевым приводом, отличающийся тем, что нагнетательный клапан размещен сверху плунжера, который выполнен длиной, большей длины максимального рабочего хода устьевого привода, цилиндр оснащен герметичной камерой большего диаметра, в нижней части которой установлен всасывающий клапан, при этом клапаны изготовлены с пропускной способностью не менее пропускной способности плунжера.

2. Скважинный штанговый насос по п.1, отличающийся тем, что камера соединена с нижней частью цилиндра.

3. Скважинный штанговый насос по п.1, отличающийся тем, что камера соединена с верхней частью цилиндра.

4. Скважинный штанговый насос по п.1, отличающийся тем, что камера присоединена к цилиндру между его верхней и нижней частями.

5. Скважинный штанговый насос по одному из пп.1, 2, 3 или 4, отличающийся тем, что камера оснащена как минимум одним дополнительным всасывающим клапаном, установленным последовательно всасывающему клапану и отвечающему тем же условиям, что и другие клапаны.

6. Скважинный штанговый насос по одному из пп.1, 2, 3 или 4, отличающийся тем, что плунжер оснащен как минимум одним дополнительным нагнетательным клапаном, установленным последовательно нагнетательному клапану и отвечающему тем же условиям, что и другие клапаны.

7. Скважинный штанговый насос по п.5, отличающийся тем, что плунжер оснащен как минимум одним дополнительным нагнетательным клапаном, установленным последовательно нагнетательному клапану и отвечающему тем же условиям, что и другие клапаны.