RU135018U1 - Borehole PUMP PUMP FOR OIL AND GAS PRODUCTION - Google Patents
Borehole PUMP PUMP FOR OIL AND GAS PRODUCTION Download PDFInfo
- Publication number
- RU135018U1 RU135018U1 RU2013128710/06U RU2013128710U RU135018U1 RU 135018 U1 RU135018 U1 RU 135018U1 RU 2013128710/06 U RU2013128710/06 U RU 2013128710/06U RU 2013128710 U RU2013128710 U RU 2013128710U RU 135018 U1 RU135018 U1 RU 135018U1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- plunger
- cylinder
- pump
- valve
- oil
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Details Of Reciprocating Pumps (AREA)
- Reciprocating Pumps (AREA)
Abstract
1. Скважинный штанговый насос для добычи нефти и газа, содержащий установленный на нижнем конце колонны труб цилиндр с всасывающим клапаном и расположенный в цилиндре с возможностью возвратно-поступательного движения и соединенный штангами с устьевым приводом полый плунжер с нагнетательным клапаном, оснащенный каналом, сообщающимся с полостью колонны труб в момент выхода из цилиндра на подходе полого плунжера к его верхнему рабочему положению, отличающийся тем, что нагнетательный клапан размещен сверху плунжера, который выполнен длиной, большей длины максимального рабочего хода устьевого привода, цилиндр оснащен снизу герметичной камерой большего диаметра с всасывающим клапаном, при этом клапаны изготовлены с пропускной способностью не менее пропускной способности плунжера, а канал выполнен в виде как минимум одного бокового отверстия плунжера, размещенного ниже нагнетательного клапана.2. Скважинный штанговый насос для добычи нефти и газа по п.1, отличающийся тем, что плунжер снабжен одним или несколькими дополнительными отверстиями, расположенными ниже канала.1. A downhole sucker rod pump for oil and gas production, comprising a cylinder with a suction valve mounted on the lower end of the pipe string and positioned in the cylinder with the possibility of reciprocating motion and connected by a sucker-rod actuator with a hollow piston with a pressure valve equipped with a channel communicating with the cavity pipe columns at the moment of exiting the cylinder on the approach of the hollow plunger to its upper working position, characterized in that the discharge valve is placed on top of the plunger, which is made of lengths d, longer than the maximum working stroke of the wellhead actuator, the cylinder is equipped with a sealed chamber of a larger diameter with a suction valve at the bottom, while the valves are made with a capacity of at least the capacity of the plunger, and the channel is made in the form of at least one side hole of the plunger located below the discharge valve .2. The downhole sucker rod pump for oil and gas according to claim 1, characterized in that the plunger is equipped with one or more additional openings located below the channel.
Description
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.The utility model relates to the oil industry and can be used for the operation of producing low-producing wells, including those with a high gas factor, with flooded and / or highly viscous products.
Известен скважинный штанговый насос, содержащий цилиндр с размещенным в нем полым плунжером, в нижней части которого установлен нагнетательный клапан, насосную камеру с всасывающим клапаном в нижней части, при этом насос снабжен перепускным каналом с поплавковым клапаном, выполненным с запорным поплавковым элементом и расположенным над ним седлом, отличающийся тем, что цилиндр выполнен со стороны внутренней поверхности ступенчатым, перепускной канал с запорным поплавковым элементом выполнен в нижней части меньшей ступени цилиндра над насосной камерой, причем одно отверстие канала соединено с верхней частью насосной камеры, а другое отверстие канала соединено со скважиной (патент RU №2440513, F04B 47/00, опубл. 20.01.2010).A well-known sucker-rod pump containing a cylinder with a hollow plunger located in it, at the bottom of which a pressure valve is installed, a pump chamber with a suction valve in the lower part, the pump is equipped with a bypass channel with a float valve made with a shut-off float element and located above it a saddle, characterized in that the cylinder is made stepped on the side of the inner surface, the bypass channel with a locking float element is made in the lower part of the lower cylinder stage on the pump chamber, and one channel opening is connected to the upper portion of the pump chamber and the other passage opening is connected to the well (patent RU №2440513, F04B 47/00, publ. 20.01.2010).
Недостатками данного насоса являются сложность изготовления насоса с боковым внутренним клапаном и поплавковым элементом, сложность регулирования и подбора поплавкового элемента, низкая надежность из-за постоянного со временем изменения состава добываемой продукции и узкая область применения из-за невозможности работы насоса для добычи продукции, содержащей парфиносмолистые отложения и асфальтены, которые могут налипать на поплавковый элемент и выводить боковой клапан из работы.The disadvantages of this pump are the difficulty of manufacturing a pump with a side internal valve and a float element, the difficulty of regulation and selection of the float element, low reliability due to a constant change in the composition of the produced products over time and a narrow scope due to the inability of the pump to work for the production of paraffin-tar products deposits and asphaltenes that may adhere to the float element and deactivate the side valve.
Известен глубинный штанговый насос, включающий цилиндр, самоуплотняющийся полый плунжер с нагнетательным клапаном, выполненным в виде штока-клапана с возможностью осевого перемещения, и всасывающий клапан в нижней части цилиндра, отличающийся тем, что в верхней части цилиндра размещен дополнительный нагнетательный клапан, а всасывающий клапан выполнен полнопроходным и нормально открытым, при этом шток-клапан снабжен толкателем, установленным с возможностью взаимодействия с плунжером (патент RU №2172866, F04B 47/00, опубл. 27.08.2001).A well-known sucker rod pump comprising a cylinder, a self-sealing hollow plunger with a discharge valve made in the form of a valve stem with the possibility of axial movement, and a suction valve in the lower part of the cylinder, characterized in that an additional discharge valve is placed in the upper part of the cylinder, and a suction valve made full bore and normally open, while the valve stem is equipped with a pusher installed with the possibility of interaction with the plunger (patent RU No. 2172866, F04B 47/00, publ. 27.08.2001).
Недостатками данного глубинного штангового насоса являются сложность и дороговизна изготовления из-за большого количества сложных и специфичных (то есть мелкосерийных) деталей, а также сложность спускоподъемных операций, так как цилиндр на трубах и плунжер со штангами надо спускать в скважину одновременно, что требует использования стационарного подъемного оборудования с высотой подъема, как минимум, в два раза превосходящей высоту подъема передвижных установок, применяемых для спускоподъемных операций стандартных штанговых насосов.The disadvantages of this deep-well sucker-rod pump are the complexity and cost of manufacturing due to the large number of complex and specific (i.e. small-scale) parts, as well as the complexity of tripping operations, since the cylinder on the pipes and the ram with the rods must be lowered into the well at the same time, which requires the use of a stationary lifting equipment with a lifting height of at least twice the lifting height of mobile units used for tripping operations of standard sucker rod pumps .
Известна штанговая скважинная насосная установка для добычи жидкости и газа, включающая кожух, цилиндр с всасывающим клапаном, где установлен плунжер с возможностью открытия в конце его восходящего хода отверстия цилиндра и продольного канала переменного сечения для сообщения подплунжерной полости цилиндра с внутренней полостью насосно-компрессорных труб и обеспечения дросселирования отсепарированной жидкости, отличающаяся тем, что плунжер соединен с насосными штангами при помощи автосцепа, ловильного штока, фильтра и полого штока, пропущенного через внутренний фильтр, который установлен в трубе с упором в цилиндр, а при подъеме насосных штанг - с упором в плунжер, при этом внутренний фильтр в нижней части имеет наружный выступ для предотвращения попадания посторонних частиц и предметов в зону размещения всасывающего и нагнетательного клапанов, а цилиндр в верхней части снабжен радиальными отверстиями, ниже которых на определенном расстоянии размещено дроссельное отверстие, соединенное с внутренней круговой проточкой, предназначенной для разгрузки плунжера в конце его восходящего хода от силы давления жидкости, действующей через дроссельное отверстие, проходное сечение которого подобрано расчетным или экспериментальным путем таким образом, чтобы отсутствовали гидравлические удары в процессе работы и в подплунжерную полость цилиндра за время движения плунжера выше дроссельного отверстия поступало необходимое количество отсепарированной жидкости для получения в каждом цикле откачки максимального коэффициента наполнения, при этом в нижней части цилиндр посредством корпуса всасывающего клапана соединен с нижней муфтой, присоединенной к наружному фильтру с заглушкой и кожуху, который верхним концом связан с верхней муфтой и трубой при помощи муфты-центратора, где имеется внутренний выступ, предназначенный для устранения поперечных перемещений и центрирования цилиндра в кожухе в процессе работы и от попадания посторонних частиц и предметов из внуренней полости насосно-компрессорных труб в зону размещения всасывающего и нагнетательного клапанов (патент RU №2239052, E21B 43/00, F04B 47/00, опубл. 27.10.2004).A well-known sucker rod pumping unit for the production of liquid and gas, including a casing, a cylinder with a suction valve, where a plunger is installed with the possibility of opening at the end of its upward stroke the bore of the cylinder and a longitudinal channel of variable cross section for communicating the sub-plunger cavity of the cylinder with the internal cavity of the tubing and providing throttling of the separated fluid, characterized in that the plunger is connected to the pump rods by means of an automatic coupler, fishing rod, filter and hollow rod, passed through an internal filter, which is installed in the pipe with emphasis in the cylinder, and when lifting the sucker rods, with emphasis in the plunger, while the inner filter in the lower part has an external protrusion to prevent foreign particles and objects from entering the area of the suction and discharge valves, and the cylinder in the upper part is provided with radial holes, below which at a certain distance there is a throttle hole connected to an internal circular groove intended for unloading the plunger in As a result of its upward stroke from the pressure force of the fluid acting through a throttle hole, the passage section of which is selected by calculation or experimentally in such a way that there are no hydraulic shocks during operation and the necessary quantity of separated liquid is supplied to the subplunger cavity of the cylinder during the movement of the plunger above the throttle hole obtaining in each pumping cycle the maximum filling ratio, while in the lower part of the cylinder through the body of the suction cl the pan is connected to the lower sleeve connected to the external filter with a plug and a casing, which is connected with the upper end to the upper sleeve and pipe by means of a centralizer sleeve, where there is an internal protrusion designed to eliminate lateral movements and center the cylinder in the casing during operation and from the ingress of foreign particles and objects from the internal cavity of the tubing into the area of the suction and discharge valves (patent RU No. 2239052, E21B 43/00, F04B 47/00, publ. 10/27/2004).
Недостатками данной установки являются сложность и дороговизна изготовления из-за большого числа сложных с большим количеством отверстий концентрично установленных деталей и малых диаметров цилиндра и плунжера, что значительно снижает область применения из-за невозможности использования в высокодебитных скважинах, а также малые пропускные сечения в клапанах, которые значительно 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 из-за образования эмульсии.The disadvantages of this installation are the complexity and high cost of manufacture due to the large number of concentrically mounted parts with large holes and a large number of holes and small diameters of the cylinder and plunger, which significantly reduces the scope due to the inability to use in high-yield wells, as well as small cross-sections in the valves, which significantly increase the resistance of the fluid flow and, as a result, reduce the coefficient of performance (COP) during production from low-production wells, especially with ovyazkoy and / or Obvodny (80%) product due to formation of the emulsion.
Наиболее близким является 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 (патент RU №2290537, F04B 47/00, опубл. 27.12.2006).The closest is a borehole sucker pump, consisting of a cylinder with a suction valve mounted on the lower end of the tubing string, located in the cylinder with the possibility of reciprocating movement and connected to the string of pump rods of a hollow plunger with a lower discharge valve, characterized in that the hollow plunger is provided with a longitudinal inner closed channel, the lower end of which is in communication with the sub-plunger cavity of the cylinder, and the upper end with the sub-plunger cavity tubing strings at the moment the upper end of the channel exits the cylinder on the way of the hollow plunger to its upper working position (patent RU No. 2290537, F04B 47/00, published on December 27, 2006).
Недостатками данного насоса являются сложность изготовления установки внутри плунжера продольного внутреннего закрытого канала, а также 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 из-за образования эмульсии.The disadvantages of this pump are the difficulty in manufacturing the installation inside the plunger of a longitudinal internal closed channel, as well as small throughput sections in the valves, which significantly increase the resistance to fluid flow and, as a result, reduce the efficiency when producing from low-production wells, especially with high viscosity and / or flooded (more than 80 %) products due to the formation of an emulsion.
Технической задачей предполагаемой полезной модели является создание простой и дешевой скважинного штангового насоса для добычи нефти и газа с высоким КПД и низким сопротивлением для перетока жидкости и газа во всей его конструкции.The technical task of the proposed utility model is to create a simple and cheap borehole sucker rod pump for oil and gas production with high efficiency and low resistance for the flow of liquid and gas in its entire structure.
Техническая задача решается скважинным штанговым насосом для добычи нефти и газа, содержащим установленный на нижнем конце колонны труб цилиндр с всасывающим клапаном и расположенный в цилиндре с возможностью возвратно-поступательного движения и соединенный штангами с устьевым приводом полый плунжер с нагнетательным клапаном, оснащенный каналом, сообщающимся с полостью колонны труб в момент выхода из цилиндра на подходе полого плунжера к его верхнему рабочему положению.The technical problem is solved by a borehole sucker rod pump for oil and gas production, comprising a cylinder with a suction valve mounted at the lower end of the pipe string and arranged in the cylinder with the possibility of reciprocating movement and connected by a rod with a wellhead drive with a hollow plunger with a pressure valve equipped with a channel in communication with cavity of the pipe string at the moment of exit from the cylinder on the approach of the hollow plunger to its upper working position.
Новым является то, что нагнетательный клапан размещен сверху плунжера, который выполнен длиной большей длины максимального рабочего хода устьевого привода, цилиндр оснащен снизу герметичной камерой большего диаметра с всасывающим клапаном, при этом клапаны изготовлены с пропускной способностью не менее пропускной способности плунжера, а канал выполнен в виде как минимум одного бокового отверстия плунжера, размещенного ниже нагнетательного клапана.What is new is that the discharge valve is placed on top of the plunger, which is made longer than the maximum working stroke of the wellhead drive, the cylinder is equipped with a sealed chamber of a larger diameter with a suction valve at the bottom, while the valves are made with a capacity of at least the capacity of the plunger, and the channel is made at least one side hole of the plunger located below the discharge valve.
Новым является также то, что плунжер снабжен одним или несколькими дополнительными отверстиями, расположенными ниже канала.Also new is the fact that the plunger is equipped with one or more additional openings located below the channel.
На чертеже изображена принципиальная схема насоса.The drawing shows a schematic diagram of a pump.
Скважинный штанговый насос содержит цилиндр 1 с всасывающим клапаном 2, соединенный с колонной труб 3, плунжер 4 с нагнетательным клапаном 5, соединенный штангами 6 с устьевым приводом (на черт, не показан). Нагнетательный клапан 5 размещен сверху плунжера 4, который выполнен длиной L1 большей длины L (на черт.1 не показана) - максимального рабочего хода устьевого привода. Цилиндр 1 оснащен снизу 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 полости плунжера 4 для снижения сопротивления потоку перекачиваемой жидкости. При этом плунжер 4 оснащенный каналом 8, выполненным в виде радиальных отверстий 8 и сообщающимся с полостью колонны труб 3 в момент выхода из цилиндра 1 на подходе полого плунжера 4 к его верхнему рабочему положению.The downhole sucker rod pump comprises a cylinder 1 with a suction valve 2 connected to a pipe string 3, a plunger 4 with a discharge valve 5 connected by a sucker rod 6 to a wellhead drive (not shown in the drawing). The discharge valve 5 is placed on top of the plunger 4, which is made with a length L1 of greater length L (not shown in Fig. 1) - the maximum working stroke of the wellhead drive. The cylinder 1 is equipped with a sealed chamber 7 of a larger diameter at the bottom, in the lower part of which a suction valve 2 is installed. Valves 2 and 5 are made with a throughput of at least the throughput of the cavity of the plunger 4 to reduce the resistance to the flow of the pumped liquid. In this case, the plunger 4 is equipped with a channel 8 made in the form of radial holes 8 and communicating with the cavity of the pipe string 3 at the time of exit from the cylinder 1 at the approach of the hollow plunger 4 to its upper working position.
Скважинный штанговый насос работает следующим образом.Downhole sucker rod pump operates as follows.
Перед спуском определяют параметры насоса: внутренний диаметр Dц (на черт, не показан) цилиндра 1, обеспечивающего площадь поперечного сечения Sц цилиндра 1 (для малодебетных скважин, тем более со сложной продукцией пласта или пластов для снижений нагрузки на штанги 6 выбирают цилиндры 1 с минимальным Sц 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:Before the descent, the pump parameters are determined: the inner diameter D c (to hell, not shown) of the cylinder 1, which provides the cross-sectional area S c of the cylinder 1 (for small wells, especially with complex production of the formation or formations, cylinders 1 are chosen to reduce the load on the rods 6) with a minimum S c and a length of L2, it is recommended that at least 1 m), under which a plunger 4 with an inner diameter providing a cross-sectional area S is selected, productivity, the length of the working path L of the wellhead drive is selected from the well productivity and the number of its reciprocating translations in a period of time. The performance of the pump Q is determined by the following formula:
где Q - производительность насоса в час, м3/час;where Q is the pump capacity per hour, m 3 / hour;
n - частота работы устьевого привода, 1/час;n is the frequency of operation of the wellhead drive, 1 / hour;
η - КПД насоса;η is the efficiency of the pump;
Qx - производительность насоса за одно возвратно-поступательное перемещение плунжера 4, м3/n.Q x - pump capacity for one reciprocating movement of the plunger 4, m 3 / n.
Производительность насоса за одно возвратно-поступательное перемещение Qx плунжера 4 определяют по формуле:The performance of the pump for one reciprocating movement Q x of the plunger 4 is determined by the formula:
где Qx - производительность насоса за одно возвратно-поступательное перемещение плунжера 4, м3/n;where Q x - pump capacity for one reciprocating movement of the plunger 4, m 3 / n;
n - частота работы устьевого привода, 1/час;n is the frequency of operation of the wellhead drive, 1 / hour;
Sц - внутренняя площадь поперечного сечения цилиндра 1, м2;S c - the internal cross-sectional area of the cylinder 1, m 2 ;
L - длина рабочего хода устьевого привода, м;L is the length of the stroke of the wellhead drive, m;
Dц - внутренний диаметр цилиндра 1, м. N D - internal diameter of the cylinder 1, m.
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:The field of which is selected by the length L1 of the plunger 4, which must be at least the maximum stroke length L of the wellhead drive (L1> L) in order to maintain the pump operability. To maintain the tightness of the connection of the plunger 4 with the cylinder 1 and to eliminate excessive metal consumption of the structure, the length L1 of the plunger 4 is recommended to be taken from the formula:
где L1 - рекомендованная длина плунжера 4, м;where L1 is the recommended length of the plunger 4, m;
L - длина рабочего устьевого привода, м.L is the length of the working wellhead drive, m
При длине L1 плунжера 4 более длины L2 цилиндра 1 (L1>L2) длину L1 плунжера 4 можно рассчитывать по формуле:When the length L1 of the plunger 4 is longer than the length L2 of the cylinder 1 (L1> L2), the length L1 of the plunger 4 can be calculated by the formula:
где L1 - рекомендованная длина плунжера 4, м;where L1 is the recommended length of the plunger 4, m;
L - максимальная длина рабочего устьевого привода, м;L is the maximum length of the working wellhead drive, m;
L2 - длина цилиндра 1, м.L2 - cylinder length 1, m.
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:The length L3 of the chamber 7 from the lower edge of the cylinder 1 to the suction valve 2 when the length L2 of the cylinder 1 is greater than the length L1 of the plunger 4 (L2> L1) is chosen equal to save materials:
где L3 - рекомендованная длина камеры 7 от нижней кромки цилиндра 1 до всасывающего клапана 2, м.where L3 is the recommended length of the chamber 7 from the lower edge of the cylinder 1 to the suction valve 2, m
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 (L≥L1-L2). Длину L3 камеры 7 при этом рассчитывают по формуле:If the length L1 of the plunger 4 is longer than the length L2 of the cylinder 1 (L1> L2), the length L3 of the chamber 7 is selected at least the length L1 of the plunger 4 without the length L2 of the cylinder 1 (L≥L1-L2). The length L3 of the chamber 7 is calculated by the formula:
где L3 - рекомендованная длина камеры 7 от нижней кромки цилиндра 1 до всасывающего клапана 2, м;where L3 is the recommended length of the chamber 7 from the lower edge of the cylinder 1 to the suction valve 2, m;
L1 - длина плунжера 4, м;L1 - the length of the plunger 4, m;
L2 - длина цилиндра 1, м.L2 - cylinder length 1, m.
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.To ensure minimal resistance to the flow of fluid pumped through the pump, it is necessary that the flow resistance at all points of the pump be no less than the flow resistance in plunger 4. The main indicator of flow resistance is the cross-sectional area of the product pipeline.
За базу принимаем площадь S поперечного сечения плунжера 4, определяемую по формуле:For the base, we take the cross-sectional area S of the plunger 4, determined by the formula:
где S - площадь поперечного сечения внутренней полости плунжера 4, мм2;where S is the cross-sectional area of the inner cavity of the plunger 4, mm 2 ;
Dпл - диаметр внутренней полости плунжера 4, мм.D PL - the diameter of the inner cavity of the plunger 4, mm
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 8 поперечного сечения плунжера 4:Based on the cross-sectional area S of the plunger 4, we select the discharge valve 5. For this, the cross-sectional area S2 of the valve seat 5 is determined, which should be not less than the cross-sectional area 8 of the plunger 4:
где S - площадь поперечного сечения внутренней полости плунжера 4, мм2;where S is the cross-sectional area of the inner cavity of the plunger 4, mm 2 ;
S2 - площадь поперечного сечения седла клапана 5, мм2;S2 is the cross-sectional area of the valve seat 5, mm 2 ;
Dснк - диаметр седла нагнетательного клапана 5, мм.D SNK - diameter of the seat of the discharge valve 5, mm
Исходя из формул (7 и 8) видно, что внутренний диаметр Dпл плунжера 4 и диаметр седла Dснк клапана 5 соответствуют следующему параметру:Based on formulas (7 and 8) that the inner diameter D of the plunger 4 pl and the diameter of the seat D SNK valve 5 correspond to the following parameter:
Исходя из этих параметров, подбирают нагнетательный клапан 5, корпус 9 которого через переводник (на фиг. не показан) сверху фиксируют на плунжере 4, причем суммарная площадь S3 выходных каналов 10 должна быть не менее площади поперечного сечения S внутренней полости плунжера 4:Based on these parameters, a pressure valve 5 is selected, the casing 9 of which through the sub (not shown in Fig.) Is fixed on top to the plunger 4, and the total area S3 of the output channels 10 should be not less than the cross-sectional area S of the inner cavity of the plunger 4:
где S3 - суммарная площадь S3 выходных каналов 10, мм2;where S3 is the total area S3 of the output channels 10, mm 2 ;
S - площадь поперечного сечения 8 внутренней полости плунжера 4, мм2.S is the cross-sectional area 8 of the inner cavity of the plunger 4, mm 2 .
После чего определяют внутреннюю площадь поперечного сечения Sтр колонны труб 3 в зоне перемещения корпуса 9 клапана 5, исходя их площади поперечного сечения Sк корпуса 9 клапана 5 и площади S поперечного сечения плунжера 4:Then determine the internal cross-sectional area S tr of the pipe string 3 in the movement zone of the valve body 9; based on their cross-sectional area S to the valve body 9 and the cross-sectional area S of the plunger 4:
где Sтр - внутренняя площадь поперечного сечения колонны труб 3, мм2;where S Tr - the internal cross-sectional area of the pipe string 3, mm 2 ;
Sк - наружная площадь поперечного сечения корпуса 9 клапана 5, мм2;S to - the outer cross-sectional area of the housing 9 of the valve 5, mm 2 ;
S - площадь поперечного сечения внутренней полости плунжера 4, мм2.S is the cross-sectional area of the inner cavity of the plunger 4, mm 2 .
Внутренняя площадь поперечного сечения Sтр колонны труб 3 определяют из формулы:The internal cross-sectional area S tr of the pipe string 3 is determined from the formula:
где Sтр - внутренняя площадь поперечного сечения колонны труб 3, мм2;where S Tr - the internal cross-sectional area of the pipe string 3, mm 2 ;
Dтр - внутренней диаметр колонны труб 3, мм.D Tr - the inner diameter of the pipe string 3, mm
Наружная площадь поперечного сечения Sк корпуса 9 клапана 5 определяют из формулы:The external cross-sectional area S to the valve body 9 is determined from the formula:
где Sк - наружная площадь поперечного сечения корпуса 9 клапана 5, мм2;where S to - the outer cross-sectional area of the housing 9 of the valve 5, mm 2 ;
Dк - наружный диаметр корпуса 9 клапана 5, мм.D to - the outer diameter of the housing 9 of the valve 5, mm
Исходя из формул (6, 7 и 8) определяем внутренний диаметр Dтр колонны труб 3:Based on the formulas (6, 7 and 8), we determine the internal diameter D tr pipe string 3:
где Dтр - внутренней диаметр колонны труб 3, мм.where D Tr - the inner diameter of the pipe string 3, mm
Dк - наружный диаметр корпуса 10 клапана 5, мм.D to - the outer diameter of the housing 10 of the valve 5, mm
Dпл - диаметр внутренней полости плунжера 4, мм.D PL - the diameter of the inner cavity of the plunger 4, mm
Исходя из данных параметров, выбирают трубы колонны труб 3 для спуска цилиндра 1 в скважину.Based on these parameters, choose pipe pipe string 3 to lower the cylinder 1 into the well.
Аналогичным образом подбирают всасывающий клапан 2 (корпус клапана 2 на черт, 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 7Similarly, the suction valve 2 is selected (valve body 2 to a diagram, not shown) and the inner and outer diameters of the chamber 7 of cylinder 1. It is possible that the valves 2 and 5 will be of the same size as the pipes for the pipe string 3 and chamber 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 ЬЗ (например: при помощи переводника, не показанного на черт, и зафиксированного в нужном месте снаружи цилиндра 1). Цилиндр 1 на колонне труб 3 спускают в скважину (на черт, 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 9 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 9 при возвратно-поступательном перемещении штанг 6) и соединяют с устьевым приводом в низшей мертвой точке.Having determined the parameters of cylinder 1, plunger 4, valves 2 and 5, chamber 7 and pipe string 3, the pump is assembled. A chamber 7 with a suction valve 2 is attached from below to the cylinder 1 with observance of the length b3 (for example: using a sub, not shown in the diagram, and fixed in the right place outside the cylinder 1). The cylinder 1 on the pipe string 3 is lowered into the well (to hell, not shown) in the installation interval. After that, the plunger 4 with the discharge valve 5 is attached to the rods 6, on which they are lowered into the pipe string 3, previously fixed at the wellhead, the interaction of the body sub 9 of the valve 5 with the upper edge of the cylinder 1, which is fixed on the wellhead on the weight indicator (on Fig. not shown) in the form of reducing the weight of the rods 6. After which the wellhead is sealed with wellhead fittings (not shown in Fig.), the rod string is lifted (5-20 cm to exclude shock loads on cylinder 1 from interaction with the housing sub 9 When the reciprocating movement of rods 6) and connected to the wellhead to drive the lower dead point.
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 этом в верхней части камеры 7 и внутри плунжера 4 может скапливаться выделяющийся из продукции газ. После выхода отверстий 8 из цилиндра 1 газ из камеры 7 и ниже верхней кромки отверстий 8 попадет в полость колонны труб 3, а жидкость под действием столба жидкости поступит через отверстия 8 в полость плунжера 4, цилиндр 1 и камеру 7, при этом всасывающий клапан перекрывается под действием столба жидкости колонны труб 3, а выше верхней кромки отверстий 8 газ сжимается с усилием столба жидкости колонны труб 3. При ходе плунжера 4 вниз в камере 7 и цилиндре 1 создается избыточное давление, газ в плунжере 4 дожимается превосходя усилие столба жидкости к в колонне труб 3 и нагнетательный клапан 5 открывается, газ из плунжера 4 и жидкость из камеры 7 и цилиндра 1 перетекает в колонну труб 3. При постоянном возвратно-поступательном перемещении плунжера 4 относительно цилиндра 1 и камеры 7 жидкость и газ из скважины перетекает в колонну труб 3, по которой поднимается на поверхность.The wellhead drive is launched and it transfers the reciprocating movement to the rods 6 and plunger 4. When the plunger 4 moves up and hermetically moves along cylinder 1, a vacuum is created in chamber 7, pressure valve 5 closes, suction valve 2 opens and fluid flows from the well in the chamber 7, while in the upper part of the chamber 7 and inside the plunger 4, gas released from the production can accumulate. After the holes 8 exit from the cylinder 1, gas from the chamber 7 and below the upper edge of the holes 8 will enter the cavity of the pipe string 3, and the liquid under the action of the liquid column will enter through the holes 8 into the cavity of the plunger 4, cylinder 1 and chamber 7, while the suction valve is closed under the action of the liquid column of the pipe string 3, and above the upper edge of the holes 8, the gas is compressed with the force of the liquid column of the pipe string 3. When the plunger 4 moves downward in the chamber 7 and cylinder 1, excess pressure is created, the gas in the plunger 4 is compressed exceeding the force of the liquid column to the pipe string 3 and the pressure valve 5 opens, gas from the plunger 4 and fluid from the chamber 7 and the cylinder 1 flows into the pipe string 3. With a constant reciprocating movement of the plunger 4 relative to the cylinder 1 and the chamber 7, fluid and gas from the well flows into the pipe string 3, which rises to the surface.
При очень большом количестве газа в добываемо продукции или в скважинах глубиной более 1000-1500 м в плунжере 4 могут быть выполнены один или несколько дополнительных отверстия 11, расположенных ниже отверстия 8, для обеспечения постоянного перетока газа, скапливаемого в верхней части камеры 7, из камеры 7 внутрь плунжера 4 при его ходе вверх до выхода отверстия 8 из цилиндра 1. После выхода отверстия 8 из цилиндра 1 газ из плунжера 4 и ниже верхней кромки отверстий 8, попадет в полость колонны 3, исключая запирание газа потоком жидкости, перетекающей из колонны труб 3 в камеру 7 через отверстия 8, в камере 7, увеличивая тем самым рабочий объем цилиндра 1 и камеры 7 и, как следствие КПД насоса, при его работе. При испытаниях по сравнению со стандартными штанговыми насосами (см. ГОСТ Р 52896-2002) такого же диаметра плунжера увеличение КПД составило 3-7%, 8-14% - при работе в битуминозной нефтью, и на до 80% при работе с высокогазированной нефтью. Остальные операции работы насоса описаны выше.With a very large amount of gas in the produced product or in wells with a depth of more than 1000-1500 m, one or more additional openings 11 located below the opening 8 can be made in the plunger 4 to ensure a constant flow of gas accumulated in the upper part of the chamber 7 from the chamber 7 into the plunger 4 when it moves up to the exit of the hole 8 from the cylinder 1. After the exit of the hole 8 from the cylinder 1, gas from the plunger 4 and below the upper edge of the holes 8 will enter the cavity of the column 3, excluding the gas being blocked by the flow of fluid flowing and from the pipe string 3 to the chamber 7 through the openings 8, in the chamber 7, thereby increasing the working volume of the cylinder 1 and the chamber 7 and, as a consequence of the pump efficiency, during its operation. When tested in comparison with standard sucker rod pumps (see GOST R 52896-2002) of the same plunger diameter, the efficiency increase was 3-7%, 8-14% when working in bituminous oil, and up to 80% when working with highly carbonated oil . The remaining operations of the pump are described above.
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.Since cylinder 1 and plunger 4 of small diameter are used in this pump design, and the throughput of valves 2 and 5 is not less than the throughput of plunger 4 (i.e., fluid flow resistance is the minimum possible for a given plunger pair: cylinder 1 - plunger 4), this design allows you to work effectively in low-yield wells with maximum efficiency, including for the production of complex products, waterlogged oil and / and products with a high gas content due to minimal resistance to fluid flow.
Данная конструкция скважинного штангового насоса для добычи нефти и газа 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 газа.This design of a well sucker-rod pump for oil and gas production allows working efficiently in low-yield wells with maximum efficiency, including for the production of complex products, waterlogged oil and / and products with a high gas content due to the minimum resistance to liquid and gas flow.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013128710/06U RU135018U1 (en) | 2013-06-24 | 2013-06-24 | Borehole PUMP PUMP FOR OIL AND GAS PRODUCTION |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013128710/06U RU135018U1 (en) | 2013-06-24 | 2013-06-24 | Borehole PUMP PUMP FOR OIL AND GAS PRODUCTION |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU135018U1 true RU135018U1 (en) | 2013-11-27 |
Family
ID=49625453
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013128710/06U RU135018U1 (en) | 2013-06-24 | 2013-06-24 | Borehole PUMP PUMP FOR OIL AND GAS PRODUCTION |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU135018U1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103603791A (en) * | 2013-12-10 | 2014-02-26 | 四川澳维采油设备有限公司 | Hollow oil well pump |
-
2013
- 2013-06-24 RU RU2013128710/06U patent/RU135018U1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103603791A (en) * | 2013-12-10 | 2014-02-26 | 四川澳维采油设备有限公司 | Hollow oil well pump |
| CN103603791B (en) * | 2013-12-10 | 2015-12-30 | 四川澳维采油设备有限公司 | A kind of hollow oil-well pump |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2436996C1 (en) | Bottom-hole oil pump of double action | |
| US9856864B2 (en) | Reciprocating subsurface pump | |
| RU2370641C1 (en) | Installation for simultaneous-separate operation of two beds | |
| RU85547U1 (en) | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS | |
| US9784254B2 (en) | Tubing inserted balance pump with internal fluid passageway | |
| RU135018U1 (en) | Borehole PUMP PUMP FOR OIL AND GAS PRODUCTION | |
| RU2353805C1 (en) | Well rod depth pump plant | |
| RU2321772C1 (en) | Oil-well sucker-rod pump | |
| RU2716998C1 (en) | Downhole sucker-rod pump for production of high-viscosity oil | |
| CN205638873U (en) | Upper-exchange type gas-proof oil well pump | |
| RU108506U1 (en) | BILATERAL WELL PUMP PUMP | |
| RU2483228C1 (en) | Pumping rod borehole plant with double-acting pump | |
| RU119408U1 (en) | Borehole PUMP PUMP FOR SMALL-DEVELOPING WELLS | |
| RU77365U1 (en) | EXTENDED WELL PUMP PUMP | |
| RU70321U1 (en) | DEPTH DIFFERENTIAL ROD PUMP FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS | |
| RU2059883C1 (en) | Sucker-rod pump set | |
| RU2578093C1 (en) | Plant for simultaneous separate operation of two formations | |
| CN210948572U (en) | Blowout preventer of oil pumping pipe column | |
| RU2821685C1 (en) | Downhole sucker-rod pump of double action | |
| RU2007618C1 (en) | Well sucker-rod pump | |
| RU2415302C1 (en) | Deep-well pumping unit for tubingless operation of wells | |
| RU2528469C1 (en) | Pump unit for separate operation of two beds | |
| RU41810U1 (en) | Borehole PUMP PUMP FOR PRODUCING PLASTIC LIQUIDS | |
| RU2763235C1 (en) | Differential sucker rod pumping unit | |
| RU203189U1 (en) | Downhole sucker rod pump with discharge chamber |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Utility model has become invalid (non-payment of fees) |
Effective date: 20140625 |