RU183876U1 - Bidirectional linear submersible pump unit - Google Patents
Bidirectional linear submersible pump unit Download PDFInfo
- Publication number
- RU183876U1 RU183876U1 RU2018110666U RU2018110666U RU183876U1 RU 183876 U1 RU183876 U1 RU 183876U1 RU 2018110666 U RU2018110666 U RU 2018110666U RU 2018110666 U RU2018110666 U RU 2018110666U RU 183876 U1 RU183876 U1 RU 183876U1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- plunger
- fluid
- volume
- pump
- plunger pair
- Prior art date
Links
- 230000002457 bidirectional effect Effects 0.000 title claims 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 58
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 20
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract description 13
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 12
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 11
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims abstract description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 4
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 5
- 238000005056 compaction Methods 0.000 claims 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 abstract description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005299 abrasion Methods 0.000 description 1
- 230000001174 ascending effect Effects 0.000 description 1
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 1
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 239000011152 fibreglass Substances 0.000 description 1
- 230000007257 malfunction Effects 0.000 description 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- 238000004018 waxing Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04B—POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS
- F04B47/00—Pumps or pumping installations specially adapted for raising fluids from great depths, e.g. well pumps
- F04B47/06—Pumps or pumping installations specially adapted for raising fluids from great depths, e.g. well pumps having motor-pump units situated at great depth
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Reciprocating Pumps (AREA)
- Details Of Reciprocating Pumps (AREA)
Abstract
Изобретение относится к поршневым насосам возвратно-поступательного действия, в частности к возвратно-поступательному двухходовому скважинному насосу, приводимому в действие линейным вентильным погружным электродвигателем.The invention relates to reciprocating reciprocating pumps, in particular to a reciprocating two-way borehole pump driven by a linear submersible valve motor.
Сущность заявляемого изобретения заключается в том, что верхняя качающая плунжерная пара насосный узел линейной электропогружной насосной установки двунаправленного действия выполнена с возможностью забора двойного объема скважинной жидкости, достаточного для одного рабочего цикла, и содержит нагнетающий подвижный и впускной неподвижный золотниковые клапаны с направляющей шейкой, закрываемые прямым набегающим потоком скважинной жидкости. Также над цилиндром качающей плунжерной пары установлен разделитель нисходящего и восходящего потоков скважинной жидкости с каналами низкого и высокого давления. Причем каналы низкого давления выполнены в жидкостной связи с каналом подачи скважинной жидкости из затрубного пространства, содержащим зону фильтрации и зону гравитационной газосепарации. Объем зоны гравитационной газосепарации больше либо равен объему одного рабочего цикла насосного узла. При этом плунжер нижней плунжерной пары частично помещен в полость качающей плунжерной пары с образованием кольцевой полости и выполнен с возможностью лабиринтного уплотнения подвижной части линейного привода.The essence of the claimed invention lies in the fact that the upper swinging plunger pair of the pumping unit of a linear electric submersible pump installation of bi-directional action is configured to take a double volume of well fluid, sufficient for one working cycle, and contains a pumping movable and inlet fixed spool valves with a guiding neck, closed by direct free flow of well fluid. Also, a separator for downward and upward flow of well fluid with low and high pressure channels is installed above the cylinder of the swinging plunger pair. Moreover, the low pressure channels are made in fluid communication with the well fluid supply channel from the annulus containing a filtration zone and a gravitational gas separation zone. The volume of the gravitational gas separation zone is greater than or equal to the volume of one working cycle of the pump unit. In this case, the plunger of the lower plunger pair is partially placed in the cavity of the swinging plunger pair with the formation of an annular cavity and is made with the possibility of labyrinth sealing of the movable part of the linear actuator.
Description
Полезная модель относится к поршневым насосам возвратно-поступательного действия, в частности, к возвратно-поступательному двухходовому скважинному насосу приводимому в действие линейным вентильным погружным электродвигателем.The invention relates to reciprocating reciprocating pumps, in particular to a reciprocating two-way borehole pump driven by a linear submersible valve motor.
Общий подход к подъему добываемой скважинной жидкости на поверхность предусматривает использование объемного насоса приводимого в действие механическим приводом.A general approach to raising the produced well fluid to the surface involves the use of a volumetric pump driven by a mechanical drive.
Различают штанговые насосные установки возвратно-поступательное движение которых обеспечивается посредством колонны насосных штанг. Штанговая насосная установка состоит из объемного насоса расположенного в нижней части эксплуатационной насосно-компрессорной колонны. Установка включает в себя поршень, который линейно перемещается в насосно-компрессорной трубе посредством стальных или стекловолоконных стержней. Линейное перемещение насосных штанг передается от поверхности с помощью конструкции типа коромысла, которая служит для поочередного подъема и опускания насосных штанг обеспечивая, тем самым, возвратно-поступательное движение поршня насоса.A distinction is made between sucker-rod pumping units whose movement is ensured by means of a string of sucker rods. The sucker rod pump installation consists of a volumetric pump located at the bottom of the production tubing string. The installation includes a piston that moves linearly in the tubing by means of steel or fiberglass rods. The linear movement of the sucker rods is transmitted from the surface by means of a rocker-type structure, which serves to alternately raise and lower the sucker rods, thereby providing reciprocating movement of the pump piston.
Основной недостаток такой конструкции заключается в том, что большинство скважин не являются прямолинейными и могут отклоняться в различных направлениях на пути к зоне добычи. Наличие отклонений в направлении скважины вызывает трение между насосной штангой и эксплуатационной насосно-компрессорной трубой, что приводит к их чрезмерному износу. Результатом чего является дорогостоящая замена элементов конструкции. Кроме того, наличие трения между насосной штангой и насосно-компрессорными трубами требует использования двигателей с более высокой производительностью.The main disadvantage of this design is that most of the wells are not linear and can deviate in different directions on the way to the production zone. The presence of deviations in the direction of the well causes friction between the sucker rod and the production tubing, which leads to excessive wear. The result of which is an expensive replacement of structural elements. In addition, the presence of friction between the sucker rod and tubing requires the use of engines with higher performance.
Указанную проблему решают путем применения скважинных насосов, устанавливаемых в нижней части колонны насосно-компрессорных труб. К такому виду оборудования относятся скважинные двухходовые насосы возвратно-поступательного действия. Основной особенностью таких насосов является то, что с целью максимально эффективной работы электродвигателя при возвратно-поступательном перемещении скважинного насоса оба хода плунжера насоса являются рабочими. К оосновным недостатком известных на данный момент насосных установок относят значительные потери скважинной жидкости, сбои в работе связанные с наличием газа и механических примесей в скважинной жидкости, а также ограничения связаны с возможностью работы в скважинах с углом наклона не более 40°.This problem is solved by the use of borehole pumps installed in the lower part of the tubing string. This type of equipment includes two-way reciprocating pumps. The main feature of such pumps is that in order to maximize the efficiency of the electric motor during the reciprocating movement of the borehole pump, both strokes of the pump plunger are working. The main disadvantage of the currently known pumping units include significant losses of well fluid, malfunctions associated with the presence of gas and mechanical impurities in the well fluid, as well as limitations associated with the ability to work in wells with an inclination angle of not more than 40 °.
Из заявки на изобретение US 20150176574 А1 от 25.06.2015 известен скважинный штанговый насос возвратно-поступательного действия, который соединен с соединителем двигателя, например резьбовым или болтовым фланцевым соединением. Насос содержит корпус, который является цилиндрическим и концентрическим относительно оси. Насос включает верхний клапанный узел, который содержит верхний впускной канал и нижний клапанный узел, цилиндр расположен концентрично между верхним клапанным узлом и нижним клапанным узлом внутри корпуса насоса. Верхний клапанный узел соединен с эксплуатационной насосно-компрессорной трубой и имеет выпускной канал насоса, который сообщается с внутренней частью трубопровода. Корпус и цилиндр образуют кольцевое пространство насоса между ними. Поршень насоса или плунжер взаимодействует с возможностью скольжения с внутренним диаметром цилиндра. Шатун соединяется с нижним концом плунжера заставляя плунжер совершать возвратно-поступательное движение с подвижной частью двигателя. В зависимости от направления хода плунжера задействуется верхняя или нижний клапанный узел, обеспечивают подачу скважинной жидкости в полость цилиндра насоса с последующим выводом на поверхность посредством кольцевого канала, в колону насосно-компрессорных труб.From the application for invention US 20150176574 A1 dated 06/25/2015 a well-known reciprocating sucker-rod pump is known, which is connected to a motor connector, for example, a threaded or bolt flange connection. The pump comprises a housing that is cylindrical and concentric about the axis. The pump includes an upper valve assembly, which contains an upper inlet channel and a lower valve assembly; a cylinder is concentrically located between the upper valve assembly and the lower valve assembly inside the pump housing. The upper valve assembly is connected to the production tubing and has a pump outlet that communicates with the interior of the pipeline. The casing and cylinder form the annular space of the pump between them. The piston of the pump or plunger interacts with the possibility of sliding with the inner diameter of the cylinder. The connecting rod is connected to the lower end of the plunger causing the plunger to reciprocate with the moving part of the engine. Depending on the direction of stroke of the plunger, the upper or lower valve assembly is activated, the borehole fluid is supplied into the cavity of the pump cylinder with the subsequent output to the surface through the annular channel into the tubing string.
К недостаткам описанного технического решения можно отнести сложность конструкции с устройством четырех клапанов и дополнительных шатунных элементов, что увеличивает габариты установки и делает ее сложной в изготовлении.The disadvantages of the described technical solutions include the complexity of the design with the device of four valves and additional connecting rod elements, which increases the dimensions of the installation and makes it difficult to manufacture.
Из патента на изобретение US 6817409 от 16.11.2004 МПК F04B 11/00 известен двухходовой поршневой насос, устанавливаемый в стволе скважины, приводимый в действие посредством линейного привода, содержащий корпус помещенный внутрь цилиндр качающей плунжерной пары с кольцевой полостью между ними. Насос выполнен с возможностью вытеснения объема цилиндра качающей плунжерной пары посредством возвратно-поступательного движения плунжера с подвижным клапаном, связанным с подвижной частью линейного привода, при этом оба хода плунжера являются рабочими. Согласно описанной конструкции насос содержит плунжер перемещающийся в ответ на возвратно-поступательное движение линейного привода. Указанный насос выполнен с возможностью подачи одного объема жидкости в ствол скважины во время рабочего хода насоса вверх и второго объема жидкости во время хода вниз. Поршень насоса установлен между корпусом и плунжером таким образом, чтобы образовать кольцевое пространство между плунжером и поршнем, и кольцевое пространство между корпусом и поршнем. Также конструкцией плунжера предусмотрено, по меньшей мере, одно сквозное отверстие между поршнем и нижней частью корпуса для создания сообщения по текучей среде, между каналом поршня и кольцевым пространством, устроенным между корпусом и поршнем. Таким образом текучая среда во время рабочего хода плунжера выталкивается из кольцевого пространства через, по меньшей мере, одно сквозное отверстие плунжера, в колонну насосно-компрессорных труб.From the patent for invention US 6817409 dated 11/16/2004 IPC F04B 11/00 there is a two-way piston pump installed in the wellbore, driven by a linear actuator, comprising a housing placed inside the cylinder of a swinging plunger pair with an annular cavity between them. The pump is configured to displace the cylinder volume of the swinging plunger pair by reciprocating the plunger with a movable valve associated with the movable part of the linear actuator, while both plunger strokes are working. According to the described construction, the pump comprises a plunger moving in response to the reciprocating motion of the linear actuator. The specified pump is configured to supply one volume of fluid to the wellbore during a pump stroke up and a second volume of fluid during the down stroke. A pump piston is installed between the housing and the plunger so as to form an annular space between the plunger and the piston, and an annular space between the housing and the piston. The plunger design also provides at least one through hole between the piston and the lower part of the housing for creating fluid communication between the piston channel and the annular space arranged between the housing and the piston. Thus, the fluid during the stroke of the plunger is pushed out of the annular space through at least one through-hole of the plunger into the tubing string.
К недостаткам описанного технического решения можно отнести наличие сложной системы каналов для пропускания текучей среды, а также малый объем подаваемой скважинной жидкости через отверстия плунжера. К недостаткам также можно отнести забор скважинной жидкости без отвода газов и фильтрации.The disadvantages of the described technical solution include the presence of a complex system of channels for passing fluid, as well as a small amount of supplied borehole fluid through the holes of the plunger. The disadvantages also include the intake of well fluid without gas removal and filtration.
Из патента на полезную модель RU 139596 от 20.04.2014, МПК F04B 47/08 известен скважинный насос двойного действия, приводимый в движение посредством линейного привода, который содержит насосный узел с обратным и впускным клапанами, а также две последовательно установленные плунжерные пары разного диаметра приводимые в действие посредством линейного привода и выполненные с возможностью вытеснения внутреннего объема скважинной жидкости посредством возвратно-поступательного движения линейного привода. Одна из плунжерных пар оснащена подвижным клапаном и образует кольцевую полость с корпусом насосного узла, при этом оба хода плунжеров являются рабочими. Плунжерные пары насосного узла соединены между собой штоком. Диаметр верхнего цилиндра с плунжером больше диаметра нижнего цилиндра с плунжером. Верхний плунжер большего диаметра - полый с установленным в нем нагнетающим клапаном, нижний плунжер меньшего диаметр выполнен монолитным и соединен полированным штоком с приводом рабочего насоса. Полость над полым плунжером большего диаметра через всасывающий клапан соединена с затрубным кольцевым пространством. Полость под монолитным плунжером меньшего диаметра постоянно соединена с затрубным кольцевым пространством. Полость под верхним полым плунжером большего диаметра соединена с полостью над нижним монолитным плунжером меньшего диаметра и с перепускной магистралью образованной посредством оболочки с внешней стороны охватывающей верхний больший цилиндр, перепускная магистраль соединена с выкидной линией насоса.From the patent for utility model RU 139596 dated 04/20/2014, IPC F04B 47/08 a double-acting borehole pump is known, driven by a linear actuator, which contains a pump assembly with check and inlet valves, as well as two serially driven plunger pairs of different diameters driven driven by a linear actuator and configured to displace the internal volume of the borehole fluid by reciprocating the linear actuator. One of the plunger pairs is equipped with a movable valve and forms an annular cavity with the housing of the pump assembly, while both strokes of the plungers are working. Plunger pairs of the pump unit are interconnected by a rod. The diameter of the upper cylinder with the plunger is larger than the diameter of the lower cylinder with the plunger. The upper plunger of a larger diameter is hollow with a discharge valve installed in it, the lower plunger of a smaller diameter is made integral and connected by a polished rod to the drive of the working pump. The cavity above the hollow plunger of larger diameter through the suction valve is connected to the annular annular space. The cavity under the monolithic plunger of smaller diameter is constantly connected to the annular annular space. The cavity under the upper hollow plunger of larger diameter is connected to the cavity above the lower monolithic plunger of smaller diameter and to the bypass line formed by a shell from the outside covering the upper larger cylinder, the bypass line is connected to the discharge line of the pump.
К недостаткам описанного технического решения можно отнести наличие негативного воздействия газа и механических примесей, содержащихся в скважинной жидкости из-за отсутствия фильтрации и газосепарации, сложность конструкции за счет устройства разнесенных по длине плунжерных пар с системой каналов в клапанных узлах для пропускания текучей среды, что может привести к их парафинизации, также конструкция насосной установки не допускает ее использование в скважинах с углом наклона более 40°, что связано с использованием гравитационных клапанов.The disadvantages of the described technical solution include the presence of negative effects of gas and mechanical impurities contained in the wellbore fluid due to the lack of filtration and gas separation, design complexity due to the arrangement of plunger pairs spaced along the length of the system of channels in valve assemblies for passing fluid, which can lead to their waxing, also the design of the pumping unit does not allow its use in wells with an angle of inclination of more than 40 °, which is associated with the use of gravity cells gentry.
Технической задачей на решение которой направлено заявляемое техническое решение является создание линейной электропогружной насосной установки двунаправленного действия увеличенной продуктивности и упрощенной конструкции, приводимой в действие от линейного привода в виде подвижной части (слайдера) линейного вентильного погружного электродвигателя, с возможностью поднятия скважинной жидкости без холостого хода подвижной части и возможностью эксплуатации в горизонтальных скважинах.The technical task to be solved by the claimed technical solution is the creation of a linear electric submersible pump installation of bi-directional action of increased productivity and a simplified design, driven by a linear drive in the form of a movable part (slider) of a linear valve submersible electric motor, with the possibility of raising the borehole fluid without idling moving parts and the possibility of exploitation in horizontal wells.
Технический результат, достигнутый от реализации изобретения заключается в упрощении конструкции с одновременным увеличением производительности насосной установки, снижении концентрации механических примесей скважинной жидкости и свободного газа на приеме насосного узла, а также в расширении возможностей эксплуатации насосной установки в скважинах с углом наклона более 40°, в частности в горизонтальных скважинах.The technical result achieved from the implementation of the invention is to simplify the design while increasing the productivity of the pumping unit, reducing the concentration of mechanical impurities of the borehole fluid and free gas at the intake of the pumping unit, as well as expanding the operation capabilities of the pumping unit in wells with an inclination angle of more than 40 °, particularly in horizontal wells.
Сущность технического решения заключается в том, что линейная электропогружная насосная установка двунаправленного действия, которая содержит насосный узел с обратным и впускным клапанами, а также с двумя последовательно установленными плунжерными парами разного диаметра, приводимыми в действие посредством линейного привода и выполненные с возможностью вытеснения внутреннего объема скважинной жидкости посредством возвратно-поступательного движения линейного привода, одна из которых оснащена подвижным клапаном и образует кольцевую полость с корпусом насосного узла, при этом оба хода плунжеров являются рабочими. Верхняя качающая плунжерная пара насосного узла, линейной электропогружной насосной установки двунаправленного действия, выполнена с возможностью забора двойного объема скважинной жидкости, достаточного для одного рабочего цикла и содержит нагнетающий подвижный и впускной неподвижный клапаны с направляющим штоком, закрываемые прямым набегающим потоком скважинной жидкости. Также над цилиндром качающей плунжерной пары установлен разделитель нисходящего и восходящего потоков скважинной жидкости с каналами низкого и высокого давления. Причем каналы низкого давления выполнены в жидкостной связи с каналом подачи скважинной жидкости из затрубного пространства, содержащим зону фильтрации и зону гравитационной газосепарации. Объем зоны гравитационной газосепарации, больше либо равен объему одного рабочего цикла насосного узла. При этом плунжер нижней плунжерной пары частично помещен в полость качающей плунжерной пары с образованием кольцевой полости и выполнен с возможностью лабиринтного уплотнения подвижной части линейного привода.The essence of the technical solution lies in the fact that the linear electric submersible pump installation of bi-directional action, which contains a pump unit with check and inlet valves, as well as with two sequentially installed plunger pairs of different diameters, driven by a linear drive and made with the possibility of displacing the internal volume of the borehole liquids through the reciprocating motion of a linear actuator, one of which is equipped with a movable valve and forms rings a cavity with the housing of the pump unit, while both strokes of the plungers are working. The upper swinging plunger pair of the pumping unit, the bi-directional linear electric submersible pumping unit, is configured to take a double volume of the wellbore fluid, sufficient for one working cycle, and contains a moving movable and inlet fixed valve with a guiding rod, closed by a direct incoming flow of the wellbore fluid. Also, a separator for downward and upward flow of well fluid with low and high pressure channels is installed above the cylinder of the swinging plunger pair. Moreover, the low pressure channels are made in fluid communication with the well fluid supply channel from the annulus containing a filtration zone and a gravitational gas separation zone. The volume of the gravitational gas separation zone is greater than or equal to the volume of one working cycle of the pump unit. In this case, the plunger of the lower plunger pair is partially placed in the cavity of the swinging plunger pair with the formation of an annular cavity and is made with the possibility of labyrinth sealing of the movable part of the linear actuator.
Кольцевая полость между корпусом насосного узла и внешней поверхностью цилиндра качающей плунжерной пары связана с кольцевой полостью образованной плунжером нижней плунжерной пары посредством общего объема устроенного между плунжерными парами.The annular cavity between the housing of the pump unit and the outer surface of the cylinder of the swinging plunger pair is connected with the annular cavity formed by the plunger of the lower plunger pair by the total volume arranged between the plunger pairs.
В пределах нижней плунжерной пары устроена зона фильтрации скважинной жидкости, периодически заполняющей полость в корпусе насосного узла, образующуюся за счет разности радиальных размеров плунжера и связанного с ним линейного привода.Within the lower plunger pair, a well fluid filtration zone is arranged, periodically filling the cavity in the pump assembly body, which is formed due to the difference in the radial dimensions of the plunger and the associated linear drive.
Сущность заявляемого изобретения поясняется, но не ограничивается следующими графическими материалами:The essence of the claimed invention is illustrated, but not limited to the following graphic materials:
фиг. 1 - функциональная схема насосного узла при «ходе вверх»;FIG. 1 is a functional diagram of a pumping unit with an "upward stroke";
фиг. 2 - функциональная схема насосного узла при «ходе вниз».FIG. 2 is a functional diagram of the pump unit with a "down stroke".
На (фиг. 1, 2) представлен насосный узел 1, линейной электропогружной насосной установки двухстороннего действия, устанавливаемый в стволе скважины и приводимый в действие посредством линейного привода представленного в виде подвижной части (слайдера) 2 линейного вентильного погружного электродвигателя (на иллюстрации не показан).In (Fig. 1, 2), there is shown a
Насосный узел 1 содержит корпус 3 высокого давления цилиндрической формы с обратным 4 и впускным 5 клапанами, помещенные внутрь корпуса две последовательно размещены плунжерные пары 6,7, приводимые в движение линейным приводом и выполненные с возможностью вытеснения внутреннего объема скважинной жидкости за счет возвратно-поступательного движения линейного привода. Верхняя качающая плунжерная пара 6 содержит нагнетающий подвижный 8 и установленный в верхней части ее цилиндра, впускной неподвижный 4 клапаны с направляющим штоком, которые закрываются прямым набегающим потоком скважинной жидкости. Также качающая плунжерная пара образует кольцевую полость 9 с корпусом насосного узла. Движение плунжеров насосного узла в обоих направлениях является рабочим.The
Верхняя качающая плунжерная пара 6 со встроенным подвижным нагнетающим 8 и недвижимым впускным 5 клапанами связана с нижней плунжерной парой 7 меньшего диаметра посредством ее плунжера. Указанная плунжерная пара, также выполнена в качестве лабиринтного уплотнения для предотвращения потерь скважинной жидкости и защиты линейного привода от абразивного износа вследствие воздействия механических примесей и позволяет увеличить ход поршня качающей плунжерной пары с увеличением производительности насосной установки.The upper swinging
Плунжерная пара 7 связана с линейным приводом 2, а ее плунжер 10 частично размещен в полости цилиндра 11 качающей плунжерной пары 6 с образованием кольцевой полости 12 под ее плунжером 13. При этом кольцевая полость 12 находится в жидкостной связи с кольцевой полостью 9, образованной между корпусом насоса и внешней поверхностью цилиндра качающей плунжерной пары посредством общего объема 14, устроенного между плунжерными парами. Над цилиндром качающей плунжерной пары 6 установлен распределитель 15 нисходящего 16 и восходящего 17 потоков скважинной жидкости с каналами низкого 18 и высокого 19 давления соответственно. Причем канал низкого давления находится в жидкостной связи с каналом 20 подачи скважинной жидкости из затрубного пространства, который включает зону фильтрации с установленными фильтрами 21 и зону гравитационного газосепарации 22, объем которой больше или равен объему одного рабочего цикла насосного узла 1. Объем одного рабочего цикла определяется объемом вытесненной жидкости при однократном перемещении плунжеров насосного узла вверх и вниз. На выходе насосного узла в месте соединения с колонной насосно-компрессорных труб НКТ (на изображениях не показана) установлен дополнительный обратный клапан 4, предотвращающий обратный отток скважинной жидкости с НКТ. Подвижный 8, впускной 5 и обратной 4 клапаны выполнены с возможностью мгновенного закрытия прямым набегающим потоком скважинной жидкости, за счет чего обеспечивается надежная работа запорной арматуры. Таким образом, удается значительно упростить конструкцию насосного узла и избежать потерь скважинной жидкости по сравнению с использованием гравитационных клапанов, которые использованы в патентах аналогах.The
В пределах нижней плунжерной пары устроена зона фильтрации скважинной жидкости с фильтрами 23 периодически заполняемой полость 24 в корпусе насосного узла, образованной за счет разницы радиальных размеров плунжера 10 и связанного с ним линейного привода 2.Within the lower plunger pair, a well fluid filtration zone with
Также следует отметить, что радиальные размеры плунжерных пар 6 и 7, подобраны таким образом, что объемы откачиваемой жидкости при ходе вверх и ходе вниз примерно равны.It should also be noted that the radial dimensions of the plunger pairs 6 and 7 are selected in such a way that the volumes of the pumped liquid during the upward and downward strokes are approximately equal.
Способ работы линейной электропогружной насосной установки двунаправленного действия, с использованием насосного узла описанной конструкции заключается в том, что указанный насосной узел вместе с установкой опускают в скважину и заполняют скважинной жидкостью с ее последующим вытеснением в полость колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) за счет возвратно поступательное движения пары плунжеров 6, 7 с подвижным клапаном 8, связанных с подвижной частью линейного привода 2, при этом оба хода плунжеров являются рабочими.The method of operation of a bi-directional linear electric submersible pump installation using a pump assembly of the described design consists in lowering the pump assembly together with the installation into the borehole and filling it with borehole fluid with its subsequent displacement into the cavity of the tubing string due to the return translational motion of a pair of
При ходе пары плунжеров 6,7 вниз (фиг. 2) с открытым впускным 5 и закрытым подвижным 8 клапаном качающей плунжерной пары, выполняют забор скважинной жидкости из затрубного пространства, заполняя двойной объем цилиндра качающей 6 плунжерной пары, достаточный для одного рабочего цикла. При этом скважинную жидкость пропускают через зону фильтрации с установленными фильтрами 21 и зону гравитационного газосепарации 22, устроенную в канале подачи скважинной жидкости 20. Объем зоны гравитационного газосепарации 22 выполняют больше либо равным объему одного рабочего цикла насосного узла, что позволяет эффективно отделять частицы газа от частиц жидкости и выводить их в затрубное пространство, как это показано на (рис. 2). Одновременно, при ходе вниз, вытесняют жидкость из кольцевой полости 12 под плунжером 13 качающей плунжерной пары 6, за счет общего объема 14 устроенного между плунжерными парами и соединенной с ним кольцевой полости 9, в направлении каналов 19 высокого давления, устроенных в распределителе 15 нисходящего и восходящего потоков скважинной жидкости, и далее через обратный клапан 4 в колонну НКТ. На обратном ходе вверх (фиг. 1), при закрытом 5 впускном и открытом подвижном 8 клапане качающей плунжерной пары, под действием давления в полости цилиндра 11, разворачивают поток жидкости в направлении общего объема 14 между плунжерными парами и по аналогии с ходом вниз (фиг. 2) подают в направлении колонны НКТ. При этом подвижный 8, впускной 5 и обратный 4 клапаны с направляющим штоком закрываются прямым набегающим потоком скважинной жидкости.When the pair of plungers 6.7 downward (Fig. 2) with the
Также при ходе вверх и вниз происходит постоянная циркуляция скважинной жидкости в пределах нижней плунжерной пары 7, (фиг. 1. 2) за счет периодического заполнения полости 24 в корпусе насосного узла, образованной за счет разницы радиальных размеров плунжера 10 и связанного с ним линейного привода 2. С целью обеспечения защиты линейного привода от механических примесей устраивают зону фильтрации скважинной жидкости с набором фильтров 23.Also, during the up and down stroke, there is a constant circulation of the borehole fluid within the
Реализация заявленного изобретения способствует достижению указанного технического результата, обеспечивая упрощение конструкции с одновременным увеличением производительности работы насосной установки за счет использования набора клапанов с отсутствием сложной системе каналов для пропуска скважинной жидкости, что позволяет без потерь регулировать движение жидкости в полости насосного узла даже при его горизонтальном позиционировании в скважине. Также устройство зон фильтрации и гравитационной газосепарации позволяет обеспечить защиту от негативного воздействия газа и механических примесей, содержащихся в скважинной жидкости.The implementation of the claimed invention helps to achieve the specified technical result, while simplifying the design while increasing the productivity of the pump installation by using a set of valves with no complicated channel system for passing the well fluid, which allows lossless control of the fluid movement in the cavity of the pump unit even when it is horizontally positioned in the well. Also, the device zones of filtration and gravitational gas separation allows you to provide protection from the negative effects of gas and mechanical impurities contained in the well fluid.
Заявленное техническое решение предусматривает различные варианты и альтернативные формы реализации. Конкретный вариант осуществления раскрыт в описании и показан с помощью приведенных графических материалов. Описанный вариант реализации полезной модели не ограничивается конкретной раскрытой формой и может включать все возможные варианты исполнения, эквиваленты и альтернативы в рамках существенных признаков, раскрытых в формуле.The claimed technical solution provides for various options and alternative forms of implementation. A specific implementation option is disclosed in the description and shown using the graphical materials. The described embodiment of the utility model is not limited to the specific form disclosed and may include all possible embodiments, equivalents and alternatives within the essential features disclosed in the formula.
Claims (3)
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| UAU201800501U UA125608U (en) | 2018-01-18 | 2018-01-18 | Bidirectional linear submersible pump unit |
| UAU201800501 | 2018-01-18 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU183876U1 true RU183876U1 (en) | 2018-10-08 |
Family
ID=62091112
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018110666U RU183876U1 (en) | 2018-01-18 | 2018-03-26 | Bidirectional linear submersible pump unit |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU183876U1 (en) |
| UA (1) | UA125608U (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU203189U1 (en) * | 2020-12-25 | 2021-03-25 | Общество с ограниченной ответственностью "Центр образования, науки и культуры имени И.М. Губкина" (ООО "ЦОНиК им. И.М. Губкина") | Downhole sucker rod pump with discharge chamber |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU139596U1 (en) * | 2013-07-15 | 2014-04-20 | Николай Владимирович Шенгур | DUAL ACTION Borehole Pump |
| RU2522347C2 (en) * | 2012-08-21 | 2014-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Нефтегазовые космические технологии" | Pump plant with borehole liner ac converter-fed motor |
| RU2535900C1 (en) * | 2013-04-23 | 2014-12-20 | Анатолий Михайлович Санталов | Submersible plant with linear electric motor and double-acting pump |
| RU2615775C1 (en) * | 2015-12-24 | 2017-04-11 | Общество с ограниченной ответственностью "РУССКИЕ СТАНДАРТЫ МАШИНОСТРОЕНИЯ" | Borehole pump unit |
-
2018
- 2018-01-18 UA UAU201800501U patent/UA125608U/en unknown
- 2018-03-26 RU RU2018110666U patent/RU183876U1/en active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2522347C2 (en) * | 2012-08-21 | 2014-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Нефтегазовые космические технологии" | Pump plant with borehole liner ac converter-fed motor |
| RU2535900C1 (en) * | 2013-04-23 | 2014-12-20 | Анатолий Михайлович Санталов | Submersible plant with linear electric motor and double-acting pump |
| RU139596U1 (en) * | 2013-07-15 | 2014-04-20 | Николай Владимирович Шенгур | DUAL ACTION Borehole Pump |
| RU2615775C1 (en) * | 2015-12-24 | 2017-04-11 | Общество с ограниченной ответственностью "РУССКИЕ СТАНДАРТЫ МАШИНОСТРОЕНИЯ" | Borehole pump unit |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU203189U1 (en) * | 2020-12-25 | 2021-03-25 | Общество с ограниченной ответственностью "Центр образования, науки и культуры имени И.М. Губкина" (ООО "ЦОНиК им. И.М. Губкина") | Downhole sucker rod pump with discharge chamber |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| UA125608U (en) | 2018-05-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2631994C (en) | Low rate hydraulic artificial lift | |
| US4026661A (en) | Hydraulically operated sucker rod pumping system | |
| US10378532B2 (en) | Positive displacement plunger pump with gas escape valve | |
| CN110939426B (en) | Centrifugal separation mechanism and co-well injection and production device using same | |
| RU183876U1 (en) | Bidirectional linear submersible pump unit | |
| US5651666A (en) | Deep-well fluid-extraction pump | |
| CN103758739A (en) | Hydraulic piston pump lifting system | |
| US11022109B2 (en) | Double acting linear electrical submersible pump and method for its operation | |
| CN210769263U (en) | Pump cylinder inverted suspension up-down stroke liquid inlet and outlet oil well pump | |
| US3697199A (en) | Slide valve pump | |
| WO2019143310A1 (en) | Double-acting linear electric submersible pump and operating method thereof | |
| RU179973U1 (en) | WELL HYDRAULIC INSTALLATION | |
| CN110617203A (en) | Pump cylinder inverted suspension up-down stroke liquid inlet and outlet oil well pump | |
| WO2021041531A1 (en) | Method and apparatus for producing well fluids | |
| RU2704088C1 (en) | Deep gas bypass device for well operated by sucker-rod pump | |
| RU2493434C1 (en) | Hydraulic-driven pump set | |
| RU2519154C1 (en) | Downhole pump unit | |
| RU54404U1 (en) | BAR PUMP INSTALLATION | |
| CN211397844U (en) | Hydraulic feedback oil well pump for shallow horizontal well | |
| RU2413095C1 (en) | Bore-hole plunger pump | |
| RU2425253C1 (en) | Borehole plunger pump and protection method of upper part of plunger against impact of pumped liquid | |
| RU184474U1 (en) | INSTALLATION FOR PUMPING SEPARATED GAS FROM OIL WELL | |
| RU2293216C1 (en) | Sucker-rod pumping unit with two-cylinder pump | |
| RU2440512C1 (en) | Bottom-hole differential oil pump | |
| RU138129U1 (en) | DEEP PUMP |