RU189932U1 - Pump unit for well operation - Google Patents
Pump unit for well operationInfo
- Publication number
- RU189932U1 RU189932U1 RU2018144544U RU2018144544U RU189932U1 RU 189932 U1 RU189932 U1 RU 189932U1 RU 2018144544 U RU2018144544 U RU 2018144544U RU 2018144544 U RU2018144544 U RU 2018144544U RU 189932 U1 RU189932 U1 RU 189932U1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- rod
- ring
- pump
- layers
- installation
- Prior art date
Links
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract description 22
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 15
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 12
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims abstract description 12
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 5
- 238000005096 rolling process Methods 0.000 claims description 2
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 claims 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 8
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 2
- 240000007594 Oryza sativa Species 0.000 description 1
- 235000007164 Oryza sativa Nutrition 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000010349 pulsation Effects 0.000 description 1
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 1
- 235000009566 rice Nutrition 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
Abstract
Полезная модель относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к скважинным насосным установкам, эксплуатирующим одновременно несколько пластов, используя одну скважину. Установка для эксплуатации пластов скважины, содержащая колонну насосно-компрессорных труб, пакер, предназначенный для установки между пластами, насос для откачки продукции пластов, устройство для переключения потока продукции пластов, имеющее корпус с установленным в нем обратным клапаном для обеспечения гидравлической связи с одним из пластов и клапаном с отсекающим элементом в виде штока, также установленные в корпусе уплотнения, электромагнитный привод, обеспечивающий приведение в движение штока, обеспечивающего гидравлическую связь с другим пластом. Шток выполнен с фиксатором, обеспечивающим фиксацию штока в крайних положениях. Технический результат: повышение надежности и ресурса насосной установки при исключении необходимости поддержания электропривода штока во включенном состоянии во время передвижения штока в крайние положения и при фиксации штока в этих положениях. 2 з.п. ф-лы, 6 ил.The utility model relates to the oil industry, in particular to well pumping units operating simultaneously several layers, using one well. Installation for the operation of the reservoir wells, containing a tubing string, a packer designed for installation between the layers, a pump for pumping the products of the layers and a valve with a shut-off element in the form of a rod, also installed in the seal housing, an electromagnetic actuator that provides for the propulsion of a rod that provides hydraulic Communication with other formations. The rod is made with a retainer, ensuring the fixation of the rod in extreme positions. EFFECT: increased reliability and service life of the pumping unit while eliminating the need to maintain the electric actuator of the rod in the on state during the movement of the rod to the extreme positions and when the rod is fixed in these positions. 2 hp f-ly, 6 ill.
Description
Полезная модель относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к скважинным насосным установкам, эксплуатирующим одновременно несколько объектов.The utility model relates to the oil industry, in particular to well pumping units operating simultaneously several objects.
Известна установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух объектов, содержащая электропогружной насос и кожух (см. Р.А. Максутов и др. Одновременная раздельная эксплуатация многопластовых нефтяных месторождений. М.: Недра, 1974 г., с. 106-107).Known installation for simultaneous-separate operation of two objects, containing electric submersible pump and casing (see R.A. Maksutov and others. Simultaneous separate operation of multilayer oil fields. M .: Nedra, 1974, p. 106-107).
Наличие двух насосов по сравнению с одним насосом приводит к существенному удорожанию установки и характеризует данную конструкцию сложной, приводящей к трудоемкой технологи спуска.. В скважину с малым диаметром приходится спускать не одну, а две установки малого диаметра, это приводит к снижению надежности конструкции и КПД, так как эффективность одной установки всегда больше, чем двух на ту же полезную суммарную мощность.The presence of two pumps compared to one pump leads to a significant increase in the cost of installation and characterizes this design difficult, leading to labor-intensive technology descent .. In a well with a small diameter it is necessary to lower not one but two installations of small diameter, this leads to a decrease in design reliability and efficiency , since the efficiency of one installation is always more than two for the same useful total power.
Известна установка, содержащая колонну лифтовых труб, пакеры, электропогружной насос с входным модулем и электродвигаталем (см. А.П. Силаш. Добыча и транспорт нефти и газа, часть 1. М.: Недра, 1980 г., с. 364, рис. 4.1-105).Known installation, containing a column of elevator pipes, packers, electric submersible pump with an input module and electric motor (see A. Silash. Oil and gas production and transport,
Установка также характеризуется сложностью конструкции, ее сборки на скважине из-за необходимости помещения электропогружного насоса в кожух на устье скважины и размещения узла герметизации кабеля в пакере, необходимостью использования еще одного (штангового) насоса для эксплуатации двух объектов и возможностью эксплуатировать только два объекта.The installation is also characterized by the complexity of the design, its assembly at the well due to the need to place the electric submersible pump in the casing at the wellhead and to place the cable sealing unit in the packer, the need to use another (sucker-type) pump to operate two objects and the ability to operate only two objects.
Известно оборудование одновременно-раздельной эксплуатации насосом двух пластов через одну скважину, разобщенных в стволе скважины пакером, оголовок которого герметично сочленен с трубным хвостовиком, расположенным под насосом. Причем в хвостовик встроен клапан-отсекатель, запорный элемент которого, являющийся одновременно якорем его приводного электромагнита, по электрическому сигналу с устья скважины перекрывает гидравлический канал трубного хвостовика насоса, по которому поступает жидкость из одного разобщенного пакером пласта в насос и далее в наземную установку замера дебита жидкости (по патенту RU 118681 Е21В 43/14 опубл. 27.07.12).It is known equipment simultaneous-separate operation of the pump of two layers through one well, separated in the wellbore by a packer, the tip of which is tightly articulated with a pipe liner located under the pump. Moreover, a shut-off valve is integrated in the shank, the shut-off element of which, being simultaneously an anchor of its driving electromagnet, by an electrical signal from the wellhead closes the hydraulic channel of the pump tubing through which the fluid enters the pump from a single disconnected packer into the pump and then into the ground installation of flow rate measurement liquids (according to patent RU 118681 Е21В 43/14 publ. 07.27.12).
Однако с использованием такого оборудования возможно эксплуатировать только скважины с одинаковым давлением. Количество таких скважин ограничено. Если пласты имеют разное давление, то разница давлений между пластами должна штуцироваться (дросселироваться), превращаться в тепло. Пластовое давление не используется. При повышении температуры происходит выделение свободного газа из пластовой жидкости и повышается вероятность выделения солей. Снижается надежность и КПД работы установки.However, using such equipment it is possible to operate only wells with the same pressure. The number of such wells is limited. If the seams have different pressures, then the pressure difference between the seams should be stuck (throttled), turn into heat. Reservoir pressure is not used. When the temperature rises, free gas is released from the reservoir fluid and the probability of salt release increases. Reduced reliability and efficiency of the installation.
Известна насосная установка для эксплуатации пластов в скважине, содержащая колонну лифтовых труб, кабель, хвостовик, пакеры, установленные снаружи хвостовика между пластами и разобщающие скважину на участки, и электропогружной насос для откачки продукции пластов, с входным модулем и электродвигателем и кожух. Кожух окружает только электродвигатель вместе с кабелем, заканчивается на входном модуле электропогружного насоса, на котором выполнен узел герметичного вывода кабеля из кожуха. Электропогружной насос выполнен с производительностью, превышающей общий дебит пластов. Хвостовик выполнен с несколькими каналами, каждый из которых сообщен с одним из участков скважины. При этом установка снабжена регулятором в виде наземного блока управления, манометров для замера забойного давление на участке, сообщенном с соответствующим каналом, и электроклапанов в каждом канале, функционально связанных, как и манометры, с блоком управления, обеспечивающим возможность включения и выключения электропогружного насоса при достижении забойным давлением заданной величины хотя бы в одном из участков с одновременным созданием сообщения или разобщения этого участка или этих участков с полостью кожуха через соответствующий канал (по патенту RU 2339795, МПК Е21В 43/14, опубл. 27.11.2008).Known pump unit for operation of the layers in the well, containing a column of Elevator pipes, cable, shank, packers installed outside the shank between the layers and disconnecting the well into sections, and electric submersible pump for pumping the production of layers, with the input module and the motor and housing. The casing surrounds only the electric motor together with the cable, ends at the input module of the electric submersible pump, on which the sealed cable outlet node is made. The electric submersible pump is designed with a capacity exceeding the total production rate of the formations. The shank is made with several channels, each of which communicates with one of the sections of the well. The installation is equipped with a regulator in the form of a ground control unit, pressure gauges for measuring downhole pressure at the site communicated with the corresponding channel, and solenoid valves in each channel, functionally connected, like pressure gauges, with a control unit that provides the ability to turn on and off the electric submersible pump when bottomhole pressure of a given value in at least one of the sites with simultaneous creation of a message or disconnection of this site or these sites with the housing cavity through the corresponding conductive channel (patent RU 2339795, IPC E 21 B 43/14, publ. 27.11.2008).
Насосная установка обладает сложной конструкцией и недостаточной надежностью, связанную с необходимостью использования электроклапанов в каждом канале. Невозможно точно синхронизировать открытие и закрытие разных клапанов. При условии, что два клапана будут одновременно открыты, это приведет к перетокам пластовой жидкости между пластами, что запрещено по условиям эксплуатации. При наличии большой разницы давления между пластами (которая может быть более 70 атмосфер) возникнет поток большой скорости с механическими частицами кварца, это приведет к быстрому износу оборудования. Если два клапана будут одновременно закрыты, это приведет к периодическому отсутствию подачи на входе в насос, пульсациям и выходу установки из строя.Pump installation has a complex structure and insufficient reliability associated with the need to use solenoid valves in each channel. It is impossible to accurately synchronize the opening and closing of different valves. Provided that the two valves are simultaneously open, this will lead to the flow of formation fluid between the layers, which is prohibited by the conditions of operation. If there is a large pressure difference between the layers (which can be more than 70 atmospheres), a high velocity flow will occur with mechanical particles of quartz, this will lead to rapid equipment wear. If two valves are closed at the same time, this will lead to a periodic lack of supply at the pump inlet, pulsations and failure of the installation.
Наиболее близка по своей технической сущности насосная установка для эксплуатации пластов в скважине, содержащая колонну насосно-компрессорных труб, кабель, хвостовик, пакер, установленный снаружи хвостовика между пластами, и насос для откачки продукции пластов, устройства переключения пластов, которое гидравлически связано с одним пластом через обратный клапан, а с другим через клапан с отсекающим элементом в виде штока с уплотнениями, приводящимся в движение электроприводом (патент RU №2604897).The closest in its technical essence is a pump unit for operating seams in a well, containing a tubing string, cable, shank, a packer installed outside the liner between the layers, and a pump for pumping the formation products, a layer switching device that is hydraulically connected to one layer through a check valve, and with another through a valve with a cutting element in the form of a rod with seals driven by an electric actuator (patent RU No. 2604897).
Также, как описанные выше технические решения, установка по патенту RU №2604897 недостаточно надежна в связи с необходимостью поддержания электропривода штока во включенном состоянии не только во время передвижения штока в крайние положения, но и при фиксации штока в этих положениях. Время на передвижение штока занимает доли секунды, время на удержание штока существенно больше. В связи с этим происходит нагрев электропривода, что может привести к выходу его из строя в условиях плохого охлаждения.As well as the technical solutions described above, the installation according to patent RU No. 2604897 is not reliable enough due to the need to maintain the electric actuator of the rod in the on state not only during the movement of the rod to the extreme positions, but also when the rod is fixed in these positions. Time to move the rod takes a fraction of a second, the time to hold the rod is much longer. In this regard, the electric drive is heated, which can lead to its failure in conditions of poor cooling.
Техническая проблема, решаемая предлагаемой полезной моделью заключается в повышении ресурса насосной установки при достигаемом техническом результате - повышении надежности работыThe technical problem solved by the proposed utility model is to increase the service life of the pumping unit with the technical result achieved - increasing the reliability of operation.
Предлагаемая насосная установка для эксплуатации пластов в скважине содержит колонну насосно-компрессорных труб, пакер, предназначенный для установки между пластами, насос для откачки продукции пластов, узел для переключения потока продукции пластов, имеющий корпус с установленным в нем обратным клапаном для обеспечения гидравлической связи с одним из пластов и клапаном с отсекающим элементом в виде штока, уплотнения, установленные в корпусе и охватывающие шток, электромагнитный привод, обеспечивающий возможность приведения в движение штока, выполненный в виде соленоида с сердечником, установленного в полости, заполненной маслом, которая связана через упругую диафрагму с затрубным пространством пространством. Новым в данной установке является следующее: шток выполнен с фиксатором крайних положений штока в виде неподвижного кольца с упорами, закрепленного на корпусе соленоида, подвижного кольца с впадинами клиновидной формы, имеющих разную глубину, и механизма поворота подвижного кольца вокруг оси и осевого перемещении данного кольца вдоль упоров, причем подвижное кольцо установлено внутри корпуса соосно с неподвижным кольцом так, что его поворот вокруг оси обеспечен после выхода из зацепления с упорами, указанный механизм поворота и осевого перемещения подвижного кольца выполнен в виде двух дополнительных колец, одно из которых установлено на сердечнике соленоида внутри неподвижного кольца с возможностью осевого перемещения, а второе такое кольцо закреплено внутри подвижного кольца, причем дополнительные кольца имеют выступающие в осевом направлении зубья треугольной формы, в нижнем положении штока вершины треугольных зубьев дополнительных колец повернуты друг относительно друга на угол от 1 до 4 градусов, между подвижным кольцом и штоком установлен подшипник, на внешней поверхности штока установлена пружина, обеспечивающая возврат штока в обратном направлении.The proposed pump unit for operation of the layers in the well contains a column of pump-compressor pipes, a packer designed for installation between the layers, a pump for pumping the products of the layers, a unit for switching the flow of the products of the layers, having a housing with a check valve installed in it to provide hydraulic connection with one from layers and a valve with a cutting element in the form of a rod, seals installed in the housing and covering the rod, an electromagnetic actuator, which provides the ability to bring into motion rod, made in the form of a solenoid with a core installed in a cavity filled with oil, which is connected through an elastic diaphragm with the annulus space. New in this installation is the following: the rod is made with a lock of the extreme positions of the rod in the form of a fixed ring with stops fixed to the solenoid case, a movable ring with wedge-shaped hollows having different depths, and a mechanism for rotating the movable ring around the axis and axial movement of this ring along stops, and the movable ring is installed inside the housing coaxially with a fixed ring so that its rotation around the axis is provided after the release from engagement with the stops, the specified rotation mechanism and axial movement of the movable ring is made in the form of two additional rings, one of which is mounted on the core of the solenoid inside the stationary ring with the possibility of axial movement, and the second such ring is fixed inside the movable ring, and the additional rings have axially protruding triangular teeth in the lower position of the rod the tops of the triangular teeth of the additional rings are rotated relative to each other at an angle of 1 to 4 degrees, a bearing is mounted between the movable ring and the rod, on the outer the stem surface is fitted with a spring ensuring the return of the stem in the opposite direction.
Кроме того, в частном случае реализации полезной модели используется насос центробежного типа или штанговый глубинный насос.In addition, in the particular case of the implementation of the utility model, a centrifugal pump or a sucker rod pump is used.
Сущность полезной модели поясняется следующим образом.The essence of the utility model is explained as follows.
При выполнении штока (отсекающего элемента) с фиксатором, обеспечивающим фиксацию штока в крайних положениях, фиксатор позволит повысить надежность и ресурс насосной установки, так как исключается необходимость поддержания электропривода штока во включенном состоянии не только во время передвижения штока в крайние положения, но и при фиксации штока в этих положениях. Время на передвижение штока занимает доли секунды, время на удержание штока существенно больше. В связи с этим происходит нагрев электропривода, что может привести к выходу его из строя в условиях плохого охлаждения.When executing the rod (cutting element) with a latch, ensuring the rod is fixed in extreme positions, the latch will increase the reliability and service life of the pump unit, since it eliminates the need to maintain the electric actuator of the rod in the on state not only while the rod moves to the extreme positions, but also during fixation stock in these positions. Time to move the rod takes a fraction of a second, the time to hold the rod is much longer. In this regard, the electric drive is heated, which can lead to its failure in conditions of poor cooling.
Если электромагнитный привод выполнен в виде соленоида, установленного в полости, заполненной маслом, связанной через упругую диафрагму с затрубным пространством, это позволит снизить стоимость привода и время переключения.If the electromagnetic actuator is made in the form of a solenoid installed in a cavity filled with oil and connected through an elastic diaphragm with the annular space, this will reduce the cost of the actuator and the switching time.
Если фиксатор штока выполнен в виде неподвижного кольца с упорами, закрепленного на корпусе соленоида, подвижного кольца с впадинами клиновидной формы, имеющих разную глубину, и механизма поворота подвижного кольца вокруг оси и осевого перемещении данного кольца вдоль упоров, причем подвижное кольцо установлено внутри корпуса соосно с неподвижным кольцом так, что его поворот вокруг оси осуществляется после выхода из зацепления с упорами, указанный механизм поворота и осевого перемещения подвижного кольца выполнен в виде двух дополнительных колец, одно из которых установлено на сердечнике соленоида внутри неподвижного кольца с возможностью осевого перемещения, а второе закреплено внутри подвижного кольца, причем дополнительные кольца имеют выступающие в осевом направлении зубья треугольной формы, в нижнем положении штока вершины треугольных зубьев дополнительных колец повернуты друг относительно друга на угол от 1 до 4 градусов, между подвижным кольцом и штоком установлен подшипник, на внешней поверхности штока установлена пружина обеспечивающая возврат штока в обратном направлении, это позволит четко фиксировать положение штока. Смещение вершин зубьев на угол от 1 до 4 градусов позволяет гарантировать поворот в заданном направлении.If the stem retainer is made in the form of a fixed ring with stops fixed to the solenoid case, a movable ring with wedge-shaped depressions having different depths, and a mechanism for rotating the movable ring around the axis and axial movement of this ring along the stops, the movable ring is installed inside the housing coaxially with fixed ring so that its rotation around the axis is carried out after disengagement from the stops, the indicated mechanism of rotation and axial movement of the movable ring is made in the form of two rings, one of which is installed on the core of the solenoid inside the stationary ring with the possibility of axial movement, and the second is fixed inside the movable ring, with the additional rings having triangular teeth protruding in the axial direction, the tops of the triangular teeth of the additional rings are rotated relative to each other in the lower position of the rod at an angle of 1 to 4 degrees, a bearing is installed between the movable ring and the rod; a spring is installed on the outer surface of the stem to return the rod to opposite direction, it will clearly fix the position of the rod. The offset of the tops of the teeth at an angle of 1 to 4 degrees allows you to guarantee the rotation in a given direction.
Полезная модель поясняется фигурами, на которых изображено:The utility model is illustrated by figures, which depict:
фиг. 1 - насосная установка для эксплуатации пластов скважины электроцентробежным насосом;FIG. 1 - pump unit for operation of seams of a well by an electric centrifugal pump;
фиг. 2 - насосная установка для эксплуатации пластов скважины штанговым насосом;FIG. 2 - pump unit for operation of seams of a well by a sucker-rod pump;
фиг. 3 - устройство переключения пластов, продольный разрез;FIG. 3 - device for switching layers, longitudinal section;
фиг. 4 - фиксирующий элемент в изометрии;FIG. 4 - isometric fixing element;
фиг. 5 - дополнительные кольца фиксирующего элемента с выступающими в осевом направлении зубьями треугольной формы; фиг. 6 - шток с уплотнениями.FIG. 5 - additional rings of the locking element with protruding in the axial direction of the teeth of a triangular shape; FIG. 6 - rod with seals.
Насосная установка для эксплуатации пластов скважины (фиг. 1) содержит колонну насосно-компрессорных труб 1, хвостовик 2, пакер 3, электропогружной насос 4, погружной электродвигатель 5, кожух 6, блок с датчиками давления 7, устройство переключения потоков 8 и станцию управления 9. Погружной электродвигатель 5 связан со станцией управления 9 кабелем 10, а блок с датчиками давления 7 и устройство переключения потоков 8 - кабелем 11.The pumping unit for operation of the well formations (Fig. 1) contains a
Насосная установка для эксплуатации пластов скважины (фиг. 2) содержит колонну насосно-компрессорных труб 1, хвостовик 2, пакер 3, штанговый глубинный насос 12, блок с датчиками давления 7, устройство переключения пластов 8 и станцию управления 9. Блок с датчиками давления 7 и устройство переключения пластов 8 связаны со станцией управления 9 кабелем 11.The pumping unit for operation of the seams of the well (Fig. 2) contains a
Устройство переключения пластов (фиг. 3) содержит корпус в виде головки 13, основания 14, соединенных друг с другом трубой 15. В головке расположен входной канал 16, связанный через обратный клапан 17 с выходом устройства переключения пластов. Внутри корпуса 15 расположена диафрагма 18, внутренняя полость которой заполнена маслом и связана с полостью 19, в которой расположен соленоид 20 со штоком 21, который разделяет каналы 22 и 23. Внутри диафрагмы 18 расположен канал 24.The switching device layers (Fig. 3) includes a housing in the form of a
Шток 21, охватывающийся уплотнениями 25, перекрывает гидравлическую связь с нижним пластом за счет сдвига штока 21 вверх соленоидом 20, возвращается шток вниз за счет пружины 26 (фиг. 6).The
Чтобы удерживать шток 21 в верхнем или нижнем положении, используется фиксатор 27.To hold the
Фиксатор 27 штока 21 выполнен в виде неподвижного кольца 28 с упорами 29, закрепленного на сердечнике соленоида 30, подвижного кольца 31 с впадинами треугольной формы 32, имеющих разную глубину, установленного внутри корпуса 13, соосно с неподвижным кольцом 28.The
Кроме того, фиксатор содержит механизм поворота подвижного кольца, выполненный в виде двух дополнительных колец 33 и 34, одно из которых 33 установлено внутри неподвижного кольца 30 с возможностью осевого перемещения, а второе 34 внутри подвижного кольца 31, без возможности перемещения.In addition, the retainer includes a mechanism for rotating the movable ring, made in the form of two
Причем дополнительные кольца 33 и 34 имеют выступающие в осевом направлении зубья 35 и 36 треугольной формы, в нижнем положении штока вершины треугольных зубьев дополнительных колец повернуты друг относительно другу на угол от 1 до 4 градусов. Между подвижным кольцом 31 и штоком 21 установлен подшипник 37.Moreover, the
Насосная установка для эксплуатации пластов в скважине работает следующим образом.Pump unit for operation of the layers in the well works as follows.
Установку (фиг. 1, 2) спускают на колонне насосно-компрессорных труб 1 и закрепляют пакером 3 выше нижнего пласта скважины. Дебит насоса, входящего в установку, равен суммарному дебиту двух пластов. Электроклапан 20 (фиг. 3) перекрывает пласт с большим давлением (в представленной на фиг. 3 компоновке - это нижний пласт).Installation (Fig. 1, 2) down on the
Насос начинает откачку пластовой жидкости из одного пласта (предположим верхнего). Пластовая жидкость поступает в канал 16, открывает клапан 17 и поступает на вход насоса. Когда давление верхнего пласта, измеряемое блоком с датчиками давления 7 (фиг. 1, 2), уменьшится на заданную величину, станция управления 9 подает электрический сигнал на соленоид 20 (фиг. 3). Шток 21 перемещается вверх, зубья 36 поворачиваются относительно зубьев 25 на угол, равный 360/2*k, где k - число зубьев. Одновременно поднимается кольцо 31, выступы 29 выходят из зацепления с впадинами 32. Подвижное колесо 31, скрепленное с кольцом 34 выходит из зацепления с кольцом 28, проворачивается в подшипнике 37 на этот же угол. В дальнейшем выступы 29 входят в следующие по ходу вращения менее глубокие впадины 32 на кольце 31, при этом происходит до ворот на угол 360/2*k. Суммарно за одно включение соленоида происходит поворот на угол 360/k. Движение штока 21 вниз происходит за счет действия пружины 26, при этом соединяются каналы 22 и 23. Пластовая жидкость с нижнего пласта через хвостовик 2 (фиг. 1, 2), канал 24 (фиг. 3), внутреннюю полость корпуса 15, каналы 22 и 23 поступает на вход насоса.The pump starts pumping out the formation fluid from one formation (suppose the upper one). The reservoir fluid enters the
Клапан 17 закроется из-за разницы давления между пластами. Происходит откачка пластовой жидкости из нижнего пласта. Когда давление нижнего пласта, уменьшится на заданную величину, станция управления 9 (фиг. 1, 2) подает электрический сигнал на электроклапан 20 (фиг. 3). Шток 21 перемещается и разобщает каналы 22 и 23. Начинается откачка из верхнего пласта, цикл повторяется.The
Также установка может работать для эксплуатации двух пластов в одной скважине при условии, что давления в пластах одинаковые. В этом случае электроклапан 20 будет все время открыт. Вход в насос будет гидравлически соединен одновременно с двумя пластами, так как обратный клапан 17 практически не требует перепада давления для своего открытия. Электроклапан 20 будет задействоваться лишь для периодического отключения одного из пластов в соответствии с каналом, в котором он установлен. Это необходимо для гидродинамических исследований и исследований состава пластовой жидкости, обводненности в каждом пласте.The installation can also work for the operation of two layers in one well, provided that the pressures in the layers are the same. In this case, the
Предлагаемая полезная модель позволит повысить надежность работы оборудования.The proposed utility model will improve the reliability of the equipment.
Таким образом, решения, используемые в полезной модели, повышают ресурс насосной установки.Thus, the solutions used in the utility model, increase the service life of the pumping unit.
Claims (3)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2018144544U RU189932U1 (en) | 2018-12-17 | 2018-12-17 | Pump unit for well operation |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2018144544U RU189932U1 (en) | 2018-12-17 | 2018-12-17 | Pump unit for well operation |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU189932U1 true RU189932U1 (en) | 2019-06-11 |
Family
ID=66948018
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2018144544U RU189932U1 (en) | 2018-12-17 | 2018-12-17 | Pump unit for well operation |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU189932U1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN112177574A (en) * | 2019-07-02 | 2021-01-05 | 中国石油化工股份有限公司 | Linkage type hydraulic layer changing switch and linkage type layer changing method |
RU2745488C1 (en) * | 2020-10-15 | 2021-03-25 | Общество с ограниченной ответственностью "АБМ СЕРВИС ГРУПП" | Single-lift pumping unit for producing from two layers |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU713987A1 (en) * | 1976-06-21 | 1980-02-05 | Aliev Nariman | Apparatus for periodic withdrawal of liquid |
US6138758A (en) * | 1996-09-27 | 2000-10-31 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for downhole hydro-carbon separation |
RU2282759C1 (en) * | 2005-06-20 | 2006-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" | Method of operation of oil-well jet pump |
RU2339795C2 (en) * | 2006-12-29 | 2008-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Pump assembly for operation of beds in well |
RU2443852C2 (en) * | 2010-04-05 | 2012-02-27 | Валеев Марат Давлетович | Plant for periodic separate production of oil from two beds |
RU2604897C1 (en) * | 2015-08-31 | 2016-12-20 | Закрытое акционерное общество "РИМЕРА" | Pump unit for beds in well operation |
-
2018
- 2018-12-17 RU RU2018144544U patent/RU189932U1/en active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU713987A1 (en) * | 1976-06-21 | 1980-02-05 | Aliev Nariman | Apparatus for periodic withdrawal of liquid |
US6138758A (en) * | 1996-09-27 | 2000-10-31 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for downhole hydro-carbon separation |
RU2282759C1 (en) * | 2005-06-20 | 2006-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" | Method of operation of oil-well jet pump |
RU2339795C2 (en) * | 2006-12-29 | 2008-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Pump assembly for operation of beds in well |
RU2443852C2 (en) * | 2010-04-05 | 2012-02-27 | Валеев Марат Давлетович | Plant for periodic separate production of oil from two beds |
RU2604897C1 (en) * | 2015-08-31 | 2016-12-20 | Закрытое акционерное общество "РИМЕРА" | Pump unit for beds in well operation |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN112177574A (en) * | 2019-07-02 | 2021-01-05 | 中国石油化工股份有限公司 | Linkage type hydraulic layer changing switch and linkage type layer changing method |
CN112177574B (en) * | 2019-07-02 | 2023-12-01 | 中国石油化工股份有限公司 | Linkage type hydraulic layer-changing switch and linkage type layer-changing method |
RU2745488C1 (en) * | 2020-10-15 | 2021-03-25 | Общество с ограниченной ответственностью "АБМ СЕРВИС ГРУПП" | Single-lift pumping unit for producing from two layers |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2380522C1 (en) | Equipment for multi-reservoir well sumultanious-separate recearch and production with electircal submersible pump (versions) | |
US6595295B1 (en) | Electric submersible pump assembly | |
US10385663B2 (en) | Subsurface pump for use in well artificial lift operations having an interior flow passage of a plunger being in communication with a fluid chamber via a filter | |
RU2613671C2 (en) | Downhole drilling assembly with hydraulic coupling and its application method | |
EP0093725A1 (en) | Oilwell pump system and method | |
RU2412325C2 (en) | Procedure, unit and system for drilling and completion of well in half of round-trip | |
CN201599007U (en) | Ball valve type internal and external integrated downhole blow-out preventer | |
RU189932U1 (en) | Pump unit for well operation | |
US20200270965A1 (en) | Section-balanced electric safety valve | |
CN105934559A (en) | Crossover valve system and method for gas production | |
CN101718182A (en) | Ball valve type inside and outside integrative downhole blow-out preventer | |
EP3963175B1 (en) | Operating a subsurface safety valve using a downhole pump | |
US11187064B2 (en) | Well pumping system with enclosed rod rotator | |
CA2891195C (en) | System and method for production of a primary fluid, such as oil, from an underground reservoir | |
US10167707B2 (en) | Rod string rotation during well pumping operations | |
RU2604897C1 (en) | Pump unit for beds in well operation | |
RU2405914C1 (en) | Method and device for well flushing | |
US4461353A (en) | Well safety valve | |
RU2513896C1 (en) | Method of dual operation of two strata with one well | |
USRE32343E (en) | Well safety valve | |
WO2019232443A1 (en) | Annular controlled safety valve system and method | |
CN201250648Y (en) | Water searching and blocking integral switch controlled by oil sucker rod | |
WO2013191586A2 (en) | Downhole pump assembly | |
RU2325513C1 (en) | Device for fluid injection in bottom formation and oil extractions from upper formation | |
RU63864U1 (en) | INSTALLING A Borehole PUMPBAR PUMP WITH A DOUBLE ACTION PUMP |