RU2101471C1 - Deep well rod pumping unit - Google Patents
Deep well rod pumping unit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2101471C1 RU2101471C1 RU96101884A RU96101884A RU2101471C1 RU 2101471 C1 RU2101471 C1 RU 2101471C1 RU 96101884 A RU96101884 A RU 96101884A RU 96101884 A RU96101884 A RU 96101884A RU 2101471 C1 RU2101471 C1 RU 2101471C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pump
- gas
- annulus
- shank
- valve
- Prior art date
Links
Landscapes
- Details Of Reciprocating Pumps (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области эксплуатации скважин глубинными штанговыми насосами и может быть использовано в нефтяной промышленности. The invention relates to the field of well operation by deep-well rod pumps and can be used in the oil industry.
Известна глубинно-насосная установка, содержащая штанговый насос с газосепаратором и патрубком, установленными на приеме насоса, хвостовиком, отделенным от газосепаратора перегородкой, причем хвостовик смонтирован на пакере с опорой об обсадную колонну [1] Пакером перекрыто межтрубное пространство, верх хвостовика над пакером и газосепаратором перфорированы для циркуляции газожидкостной смеси и газа. Для стравливания избыточного газа из межтрубного пространства в выкидную линию на устьевой арматуре предусмотрен перепускной клапан. A well-known deep-well pump installation containing a sucker rod pump with a gas separator and a pipe installed at the pump inlet, a shank separated by a baffle from the gas separator, the shank mounted on a packer supported by a casing string [1] The annulus is blocked by a packer, the top of the shank above the packer and gas separator perforated for circulation of gas-liquid mixture and gas. An overflow valve is provided on the wellhead to vent excess gas from the annulus to the flow line.
Однако известное устройство не обеспечивает безотказную работу насоса при откачке загрязненной твердыми межпримесями жидкости, например, мельчайшими частицами песка, глинистых пород и др. Кроме того, в известном устройстве не предусмотрена возможность аккумулирования попутного газа и использования его природной энергии для создания в подъемных трубах энергетического потенциала потока жидкости, способствующего предотвращению образования песчаных пробок в трубах. However, the known device does not provide trouble-free operation of the pump when pumping contaminated with solid inter-impurities liquids, for example, the smallest particles of sand, clay rocks, etc. In addition, the known device does not provide for the possibility of accumulating associated gas and using its natural energy to create energy potential in the lifting pipes fluid flow that helps prevent the formation of sand plugs in pipes.
Известно устройство для эксплуатации скважин с установками ШГН [2] Оно содержит колонны штанг и подъемных труб и насос, спускаемый в скважину на штангах. Колонна подъемных труб снабжена перепускным клапаном, установленным на глубине 400-800 м для стравливания из межтрубного пространства избыточного давления газа в трубы, а на устье скважины затрубное пространство перекрыто путем отключения линии стравливания газа из межтрубного пространства на выкидную линию. A device for operating wells with installations SHGN [2] It is known that it contains columns of rods and lifting pipes and a pump that is lowered into the well on rods. The column of lifting pipes is equipped with a bypass valve installed at a depth of 400-800 m for bleeding excess gas pressure into the pipes from the annulus, and at the wellhead, the annulus is blocked by disconnecting the gas bleed line from the annulus to the flow line.
Однако эффективность известного устройства при откачке из скважины нефти с высокой концентрацией твердых межпримесей низка из-за неопределенности места установки перепускного клапана. Такая неопределенность исключает возможность максимального использования природной энергии газа для борьбы с парафином и образованием в подъемных трубах песчаных пробок. Кроме того, использование лишь одного клапана в указанном интервале его спуска приводит к тому, что в межтрубном пространстве накапливается высокое давления газа, а уровень жидкости под воздействием этого давления оттесняется к приему насоса. В результате происходит прорыв газа в насос и резкое снижение его подачи. However, the effectiveness of the known device when pumping oil from a well with a high concentration of solid impurities is low due to the uncertainty of the installation location of the bypass valve. Such uncertainty precludes the maximum use of natural gas energy to combat paraffin and the formation of sand plugs in the lifting pipes. In addition, the use of only one valve in the indicated interval of its descent leads to the fact that a high gas pressure is accumulated in the annulus and the liquid level under the influence of this pressure is pushed to the pump intake. The result is a breakthrough of gas into the pump and a sharp decrease in its supply.
Наиболее близким к заявляемому устройству по существу является устройство [3] выбранное в качестве прототипа. Оно содержит глубинный штанговый насос с хвостовиком-сепаратором, установленным непосредственно на приеме насоса, и кожух с хвостовиком и газовыпускными клапанами, причем насос размещен в кожухе концентрично и скреплен с его верхней частью, а газовыпускные клапаны размещены в месте крепления кожуха с насосом. Хвостовик-сепаратор устройства снабжен фильтром из мелкоячеистой сетки размерами ячеек 0,1-0,2 мм. Closest to the claimed device is essentially a device [3] selected as a prototype. It contains a deep-well sucker-rod pump with a separator shank installed directly at the pump inlet, and a casing with a shank and gas exhaust valves, the pump being placed concentrically in the casing and fastened to its upper part, and the gas exhaust valves are located in the place where the casing is attached to the pump. The shank separator of the device is equipped with a fine mesh filter with mesh sizes of 0.1-0.2 mm.
Однако в известном устройстве не предусмотрена возможность использования природной энергии попутного газа для создания в колонне подъемных труб энергетического потенциала потока жидкости и предотвращения накопления в подъемных трубах межпримесей и образования песчаных пробок. Кроме того, сеточный фильтр в осложненных пескопроявлениями парафинистых скважин постоянно забивается межпримесями и парафинами. Это приводит к повышению отказов насосной установки и снижению ее производительности. However, in the known device it is not possible to use natural energy of associated gas to create the energy potential of the liquid flow in the column of lifting pipes and to prevent the accumulation of inter-impurities in the pipes and the formation of sand plugs. In addition, the mesh filter in sand-complicated paraffin wells is constantly clogged with impurities and paraffins. This leads to an increase in failures of the pumping unit and a decrease in its productivity.
Задачами изобретения являются обеспечение стабильности работы штанговых глубиннонасосных установок на осложненных скважинах парафином и высокой концентрацией твердых межпримесей в откачиваемой жидкости, а также при аномальных прорывах газа к приему насоса, и повышение производительности насосной установки. The objectives of the invention are to ensure the stability of the sucker rod installations in complicated wells with paraffin and a high concentration of solid impurities in the pumped liquid, as well as during abnormal gas breakthroughs to the pump intake, and to increase the productivity of the pump installation.
Существенные признаки заявляемого устройства, обеспечивающие решение указанных задач, заключаются в том, что в штанговой глубиннонасосной установке, содержащей колонну подъемных труб с перепускным клапаном, штанговую колонну, насос с плунжером и хвостовиком на его приеме, размещенный в кожухе газосепаратора с газовыпускными клапанами и хвостовиком, согласно изобретению, хвостовик на приеме насоса снабжен стаканом с открытым верхом и конусным дном, на внешней образующей поверхности которого выполнены кольцевые проточки с острыми выступами, при этом объем кольцевого пространства, образованного между приемной частью хвостовика и стаканом, выбран равным объему жидкости за цикл подачи насоса, кольцевое пространство сообщено с приемом насоса через отверстия на хвостовике, суммарная площадь проходных сечений которых равна сечению кольцевого пространства, а на колонне подъемных труб ниже перепускного клапана дополнительно установлен перепускной клапан, причем его расстояние от первого клапана определено из условия
где lк расстояние между перепускными клапанами, м;
(Pм Pв) избыточное давление в межтрубном пространстве при установившемся режиме работы скважины, МПа;
Pм, Pв давления соответственно в межтрубном пространстве и на выкидной линии скважины, МПа;
ρсм плотность газожидкостной смеси в межтрубном пространстве, т/м3;
g ускорение свободного падения, м/с2 (g 9,81 м/с2).The essential features of the claimed device, providing the solution of these problems, are that in a sucker rod installation containing a column of lifting pipes with a bypass valve, a rod string, a pump with a plunger and a shank at its intake, located in the casing of the gas separator with gas outlet valves and a shank, according to the invention, the shank at the pump inlet is equipped with a glass with an open top and a conical bottom, on the outer forming surface of which annular grooves with sharp protrusions are made ups, while the volume of the annular space formed between the receiving part of the liner and the nozzle is chosen to be equal to the volume of liquid for the pump supply cycle, the annular space is communicated with the pump through the holes on the liner, the total passage area of which is equal to the annular section, and on the column pipes below the bypass valve an additional bypass valve is installed, and its distance from the first valve is determined from the condition
where l to the distance between the bypass valves, m;
(P m P c ) overpressure in the annulus during steady-state well operation, MPa;
P m , P in pressure, respectively, in the annulus and on the flow line of the well, MPa;
ρ cm the density of the gas-liquid mixture in the annulus, t / m 3 ;
g acceleration of gravity, m / s 2 (g 9.81 m / s 2 ).
Сопоставительный анализ показывает, что в отличие от прототипа в заявляемом устройстве хвостовик на приеме насоса снабжен стаканом с открытым верхом и конусным дном, на внешней образующей поверхности которого выполнены кольцевые проточки с острыми выступами. Объем кольцевого пространства, образованного между приемной частью хвостовика и стаканом, выбран равным объему жидкости за цикл подачи насоса. Кольцевое пространство сообщено с приемом насоса через отверстия на хвостовике, суммарная площадь проходных сечений которых равна сечению кольцевого пространства. Кроме того, заявляемое устройство отличается дополнительным перепускным клапаном, размещенным ниже первого клапана и местом его установки, определяемым по условию (1). Comparative analysis shows that, unlike the prototype, in the inventive device, the shank at the pump intake is equipped with a glass with an open top and a conical bottom, on the outer forming surface of which annular grooves with sharp protrusions are made. The volume of the annular space formed between the receiving part of the shank and the glass is chosen equal to the volume of liquid per pump supply cycle. The annular space is communicated with the intake of the pump through the holes on the shank, the total passage area of which is equal to the section of the annular space. In addition, the inventive device is characterized by an additional bypass valve located below the first valve and its installation location, determined by condition (1).
Другие устройства с указанными отличительными признаками не выявлены, что позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого технического решения критерию "новизна". Other devices with the indicated distinguishing features have not been identified, which allows us to conclude that the claimed technical solution meets the criterion of "novelty."
Отличительные признаки заявляемого устройства, включающие хвостовик на приеме насоса со стаканом с открытым верхом и предлагаемое его исполнение, обеспечивают дополнительную сепарацию газа непосредственно перед приемом насоса и предотвращают забивание хвостовика мехпримесями. В результате устанавливается стабильная подача насоса при откачке нефти с большой концентрацией твердых мехпримесей и снижается число отказов насосной установки. Отличительные признаки, включающие дополнительный перепускной клапан и место его установки на колонне подъемных труб, определяемое из условия (1), способствуют снижению давления газа в межтрубном пространстве, исключают прорывы газа через газовыпускные отверстия газосепаратора при их засорении и обеспечивают использование природной энергии попутного газа для предотвращения отказов насосной установки на осложненных скважинах выносом песка и др. твердых мехпримесей. Таким образом, отличительные признаки заявляемого устройства обеспечивают достижение результатов в соответствии с задачами изобретения. Distinctive features of the claimed device, including a shank at the pump intake with an open top cup and its proposed design, provide additional gas separation immediately before the pump intake and prevent clogging of the shank by mechanical impurities. As a result, a stable pump flow is established during pumping of oil with a high concentration of solid mechanical impurities and the number of failures of the pump unit is reduced. Distinctive features, including an additional bypass valve and its installation location on the riser string, determined from condition (1), help to reduce gas pressure in the annulus, eliminate gas breakthroughs through the gas outlet of the gas separator when they become clogged, and ensure the use of natural gas associated gas to prevent failures of the pumping unit in complicated wells by the removal of sand and other solid impurities. Thus, the distinctive features of the claimed device provide results in accordance with the objectives of the invention.
Изложенное показывает, что заявляемое устройство соответствует критерию "изобретательский уровень". The above shows that the claimed device meets the criterion of "inventive step".
На чертеже схематически изображена предлагаемая штанговая энергосберегающая глубинно-насосная установка. The drawing schematically shows the proposed rod energy-saving deep-well pumping unit.
Установка содержит штанговый насос 1, колонну подъемных труб 2 с перепускным клапаном 3, установленным ниже нижней кромки зон отложений в подъемных трубах 2 (например, песка и парафина), хвостовик 4, смонтированный на приеме насоса 1, газосепаратор 5 с газовыпускными клапанами 6 и хвостовиком 7, опускаемым до интервала перфорации скважины. Хвостовик 7 с газосепаратором 5 предназначен для ускорения вывода обводненных скважин на режим. Штанговый насос 1 с хвостовиком 4 размещен в кожухе 8 газосепаратора 5 концентрично и образует с ним кольцевое пространство 9, служащее для транспортировки жидкости, миграции газовых пузырьков вверх и временного накопления газа под газовыпускными клапанами 6. Кожух 8 газосепаратора 5 закреплен с насосом 1 за верхнюю часть его корпуса. На хвостовике 4 предусмотрен стакан 10 с конусным дном 11, предназначенный для исключения прорыва газа в насос 1 и предотвращения срывов его подачи газом при выводе скважины на режим. По внешней образующей поверхности конусного дна 11 стакана 10 выполнены кольцевые проточки с острыми выступами 12. Приемная часть хвостовика 4 установлена в стакане 10 концентрично и образует с ним на приеме насоса 1 кольцевое пространство 13 с открытым верхом, сообщающееся с приемом насоса 1 через отверстия 14, предусмотренные на хвостовике 4. Объем кольцевого пространства 13 выбран равным объему жидкости, откачиваемой за цикл подачи насоса, а суммарная площадь проходных сечений отверстий равной сечению кольцевого пространства. The installation comprises a sucker rod pump 1, a column of lifting pipes 2 with a bypass valve 3 installed below the lower edge of the deposition zones in the lifting pipes 2 (for example, sand and paraffin), a shank 4 mounted on the intake of the pump 1, a gas separator 5 with gas exhaust valves 6 and a shank 7, lowered to the interval of perforation of the well. A shank 7 with a gas separator 5 is designed to accelerate the conclusion of flooded wells to the regime. The sucker rod pump 1 with a shank 4 is placed concentrically in the casing 8 of the gas separator 5 and forms an annular space 9 with it, which serves to transport liquid, migrate gas bubbles upward and temporarily accumulate gas under the gas exhaust valves 6. The casing 8 of the gas separator 5 is fixed with the pump 1 to the upper part his body. On the shank 4 there is a glass 10 with a conical bottom 11, designed to prevent breakthrough of gas into the pump 1 and to prevent disruption of its gas supply when putting the well into operation. On the outer forming surface of the conical bottom 11 of the cup 10, annular grooves are made with sharp protrusions 12. The receiving part of the shank 4 is mounted concentrically in the cup 10 and forms an open top annular space 13 with it at the intake of pump 1, communicating with the intake of pump 1 through openings 14, provided on the shank 4. The volume of the annular space 13 is chosen equal to the volume of liquid pumped out for the pump supply cycle, and the total area of the bore openings equal to the cross-section of the annular space.
Колонна подъемных труб 2 дополнительно снабжена перепускным клапаном 15, при этом место его установки ниже клапана 3 определено по условию (1). Перепускные клапаны 3 и 15 служат для автоматического стравливания избыточного газа из межтрубного пространства скважины в полость колонны подъемных труб 2 после оттеснения уровня жидкости в межтрубном пространстве до места установки клапанов. The column of the lifting pipes 2 is additionally equipped with a bypass valve 15, while the place of its installation below the valve 3 is determined by condition (1). Bypass valves 3 and 15 are used to automatically bleed excess gas from the annulus of the well into the cavity of the column of lifting pipes 2 after the fluid level in the annulus has been displaced to the place of installation of the valves.
Заявляемое устройство работает следующим образом. The inventive device operates as follows.
Запуск установки после ее монтажа согласно схеме на чертеже. осуществляют с загерметизированным межтрубным пространством. Продукция скважины поступает в хвостовик 7 (на чертеже показано стрелками) и поднимается вверх. По мере продвижения вверх давление в хвостовике 7 снижается до давления насыщения нефти газом, и газ выходит из растворенного состояния. Свободный газ накапливается под газовыпускными клапанами 6. В цикле всасывания вокруг стакана 10 происходит поворот потока жидкости на 180o, при этом из жидкости выделяется газ. Одновременно выделение газа происходит при прохождении потока жидкости по острым выступам 12 кольцевых проточек на наружной поверхности конусного дна 11 стакана 10. Освободившись от газа, жидкость проходит через открытый верх стакана 10 к отверстиям 14 хвостовика 4 и поступает на прием насоса 1. Выделившийся газ вокруг стакана 10 поднимается по кольцевому пространству 9 газосепаратора 5 вверх и аккумулируется под газовыпускными клапанами 6 газосепаратора и по мере появления избыточного давления под клапанами 6 перепускается через них в межтрубное пространство. По мере выхода скважины на режим в межтрубном пространстве аккумулируется отсепарированный газосепаратором 5 попутный газ, который, не имея выхода из загерметизированного межтрубного пространства в нефтесборную сеть, оттесняет уровень жидкости скважины до первого от устья перепускного клапана 3. В результате оттеснения уровня жидкости скважины повышается подпор на приеме насоса 1, что способствует увеличению его подачи. В заявленном устройстве открытие перепускного клапан 3 происходит при превышении избыточного давления в межтрубном пространстве давления на выкидной линии скважины не менее чем на 0,5 МПа. При значительных расходах сепарируемого газа в межтрубном пространстве, например, при аномальных выбросах его из пласта в скважину, пропускная способность одного перепускного клапана 3 по газу становится недостаточной. По этой причине давление в межтрубном пространстве продолжает повышаться, а уровень жидкости оттесняться до дополнительного перепускного клапана 15. Это позволяет перепускать избыточный газ одновременно через оба клапана. В результате избыточное давление в межтрубном пространстве снижается, а уровень жидкости стабилизируется на глубине спуска дополнительного перепускного клапана 15. Таким путем предотвращается срыв подачи насоса 1 газом при аномальных выбросах газа из пласта, а также при засорениях мехпримесями или нарушениях герметичности газовыпускных клапанов 6 газосепаратора 5. Размеры проходных каналов перепускных клапанов 3 и 15 подобраны так, что при появлении избыточного давления в межтрубном пространстве обеспечивается монотонная подача газа в колонну подъемных труб 2 через указанные клапаны. Газ, проходя под давлением через клапаны 3 и 15 в подъемные трубы 2, вспенивает поток нефти, а при возвратно-поступательном движении плунжера насоса 1 в подъемных трубах образуются газовые пузыри. В процессе всплытия вверх газовые пузыри расширяются в объеме так, что на отдельных участках колонны подъемных труб 2 они заполняют полностью проходное сечение труб и проталкивают вверх вспененную нефть. Таким путем откачиваемая жидкость после прохождения через насос 1 насыщается газом, в результате чего в колонне подъемных труб 2 поток жидкости получает дополнительный энергетический потенциал. При этом в трубах возникает "фонтанный" режим потока, а скорость потока жидкости значительно увеличивается, кратно превышая критическую скорость свободного падения твердых мехпримесей в восходящем потоке жидкости. В результате содержащиеся в жидкости твердые мехпримеси полностью выносятся потоком из труб в выкидную линию скважин.Starting the installation after its installation according to the diagram in the drawing. carried out with a sealed annulus. Well production enters the liner 7 (shown in the drawing by arrows) and rises up. As you move up, the pressure in the liner 7 decreases to the pressure of saturation of the oil with gas, and the gas leaves the dissolved state. Free gas accumulates under the gas exhaust valves 6. In the suction cycle around the glass 10, the fluid flow rotates 180 o , while gas is released from the fluid. At the same time, gas evolution occurs when the fluid flows through the sharp protrusions of 12 annular grooves on the outer surface of the conical bottom 11 of the cup 10. After being freed from the gas, the fluid passes through the open top of the cup 10 to the holes 14 of the shank 4 and enters the pump 1. The gas released around the cup 10 rises along the annular space 9 of the gas separator 5 upwards and accumulates under the gas outlet valves 6 of the gas separator and, as excessive pressure appears under the valves 6, passes through them into the inter dimensional space. As the well goes into operation in the annulus 5, the associated gas is accumulated which is separated by a gas separator 5 and, having no outlet from the sealed annulus into the oil gathering network, pushes the well fluid level to the first from the bypass valve 3. As a result of the displacement of the well fluid level, the backwater pressure increases pump intake 1, which contributes to an increase in its flow. In the claimed device, the opening of the bypass valve 3 occurs when the excess pressure in the annular space of the pressure on the flow line of the well is not less than 0.5 MPa. With significant costs of the separated gas in the annulus, for example, when it is abnormally discharged from the formation into the well, the gas throughput of one bypass valve 3 becomes insufficient. For this reason, the pressure in the annulus continues to increase, and the fluid level is pushed to an additional bypass valve 15. This allows the excess gas to be bypassed simultaneously through both valves. As a result, the overpressure in the annulus decreases, and the liquid level stabilizes at the depth of descent of the additional bypass valve 15. In this way, the supply of pump 1 with gas is prevented during abnormal gas emissions from the reservoir, as well as in the event of blockages by mechanical impurities or imperfections in the gas separation valves 6 of the gas separator 5. The dimensions of the passage channels of the bypass valves 3 and 15 are selected so that when excessive pressure appears in the annulus, a monotonous gas supply to a column of lifting pipes 2 through these valves. Gas passing under pressure through valves 3 and 15 into the lifting pipes 2 foams the oil flow, and with the reciprocating movement of the plunger of the pump 1, gas bubbles form in the lifting pipes. In the process of ascending upward, gas bubbles expand in volume so that in some parts of the column of lifting pipes 2 they fill the completely bore section of the pipes and push the foamed oil upward. In this way, the pumped liquid after passing through the pump 1 is saturated with gas, as a result of which in the column of lifting pipes 2 the fluid flow receives an additional energy potential. In this case, a “fountain” flow regime arises in the pipes, and the fluid flow rate increases significantly, exceeding the critical rate of free fall of solid solids in an upward fluid flow. As a result, the solid solids contained in the liquid are completely carried out by the flow from the pipes to the flow line of the wells.
Благодаря монотонной подаче газа под избыточным давлением через перепускные клапаны 3 и 15 снижается плотность потока жидкости по всей длине колонны подъемных труб 2. При этом на приеме насоса 1 появляется дополнительный напор, что приводит соответственно к дополнительному увеличению производительности насосной установки и объемов суточной добычи нефти. Due to the monotonous supply of gas under excess pressure through the bypass valves 3 and 15, the liquid flow density decreases along the entire length of the column of lifting pipes 2. At the same time, an additional pressure appears at the intake of pump 1, which leads to an additional increase in the productivity of the pumping unit and the volume of daily oil production.
После установления "фонтанного" режима работы скважины в заявляемом устройстве штанговый насос 1 служит лишь для компенсации недостающей энергии пласта, необходимой для поддержания режима фонтанирования жидкости по колонне подъемных труб 2. After establishing the "fountain" mode of operation of the well in the inventive device, the sucker rod pump 1 serves only to compensate for the lacking formation energy necessary to maintain the flowing mode of the fluid along the column of lifting pipes 2.
Заявляемое устройство обеспечивает полностью вынос мехпримесей по колонне подъемных труб вверх, что предотвращает запарафинирование труб и образование в них песчаных пробок. В итоге полностью исключаются отказы насосной установки по причинам указанных вредных факторов. The inventive device provides a complete removal of solids along the column of lifting pipes up, which prevents waxing of the pipes and the formation of sand plugs in them. As a result, failures of the pumping unit are completely eliminated due to the causes of these harmful factors.
Заявляемое устройство испытано на скважинах Самотлорского месторождения. По данным анализа проб жидкости, содержание твердых мехпримесей в жидкости скважин составило более 5000 мг/л. После спуска устройства отказы насосной установки из-за мехпримесей полностью прекратились, при этом наработка на отказ установки в среднем повысилась в 3 раза, что обеспечило существенное увеличение МРП скважин. В период испытаний дебит жидкости увеличился в 1,3-5,5 раза. The inventive device is tested in the wells of the Samotlor field. According to the analysis of fluid samples, the solids content in the well fluid was more than 5000 mg / l. After the descent of the device, the failures of the pumping unit due to mechanical impurities completely stopped, while the mean time between failures of the installation increased by an average of 3 times, which ensured a significant increase in the oil well production time. During the test, the fluid flow rate increased by 1.3-5.5 times.
Изложенное показывает, что заявляемое устройство отвечает критерию "промышленная применимость". The above shows that the inventive device meets the criterion of "industrial applicability".
Источники информации:
1. Пирвердян А. М. Защита скважинного насоса от газа и песка М. Недра, 1986, рис. 8, с. 74.Sources of information:
1. A. Pirverdyan. Protection of a well pump from gas and sand M. Nedra, 1986, fig. 8, p. 74.
2. Нагула В. Д. Использование затрубного газа для подъема жидкости из скважин. РНТС "Нефтепромысловое дело и транспорт нефти", ВНИИОЭНГ, вып. 3, 1985, с. 15-17. 2. Nagula VD Use of annular gas for lifting fluid from wells. RNTS "Oilfield business and oil transportation", VNIIOENG, issue. 3, 1985, p. 15-17.
3. Авторское свидетельство СССР N 866133, кл. E 21 B 43/00, Б.И. N 35, 1981. 3. Copyright certificate of the USSR N 866133, cl. E 21 B 43/00, B.I. N 35, 1981.
Claims (1)
где lк расстояние между перепускными клапанами, м;
(Pм Pв) избыточное давление в межтрубном пространстве при установившемся режиме работы скважины, МПа;
Pм, Pв давления соответственно в межтрубном пространстве и на выкидной линии скважины, МПа;
ρсм - плотность газожидкостной смеси в межтрубном пространстве, т/м3;
g ускорение свободного падения.A sucker-rod suction installation comprising a column of lifting pipes with a bypass valve, a sucker-rod column, a pump with a plunger and a shank for receiving it, located in the casing of the gas separator with gas exhaust valves and a shank, characterized in that the shank at the pump receiving has a glass with an open top and a conical bottom , on the outer forming surface of which annular grooves are made with sharp protrusions, the volume of the annular space formed between the receiving part of the shank and the glass is selected equal to the volume of liquid per pump pump cycle, the annular space is communicated with the pump through the openings on the liner, the total passage area of which is equal to the annulus of the annulus, and an overflow valve is additionally installed on the column of lifting pipes below the bypass valve, and its distance from the first valve is determined from the condition
where l to the distance between the bypass valves, m;
(P m P c ) overpressure in the annulus during steady-state well operation, MPa;
P m , P in pressure, respectively, in the annulus and on the flow line of the well, MPa;
ρ cm is the density of the gas-liquid mixture in the annulus, t / m 3 ;
g acceleration of gravity.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU96101884A RU2101471C1 (en) | 1996-01-31 | 1996-01-31 | Deep well rod pumping unit |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU96101884A RU2101471C1 (en) | 1996-01-31 | 1996-01-31 | Deep well rod pumping unit |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2101471C1 true RU2101471C1 (en) | 1998-01-10 |
| RU96101884A RU96101884A (en) | 1998-01-27 |
Family
ID=20176393
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU96101884A RU2101471C1 (en) | 1996-01-31 | 1996-01-31 | Deep well rod pumping unit |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2101471C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2614553C1 (en) * | 2016-03-21 | 2017-03-28 | Ривенер Мусавирович Габдуллин | Borehole pump with gas separator |
| RU2712567C1 (en) * | 2019-04-26 | 2020-01-29 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Downhole sucker-rod pump for production of products with gas factor |
-
1996
- 1996-01-31 RU RU96101884A patent/RU2101471C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 1. Пирвердян А.М. Защита скважинного насоса от газа. 2. Нагула В.Д. Использование затрубного газа для подъема жидкости из скважин. РНТС Нефтепромысловое дело и транспорт нефти, ВНИИОЭНГ вып.3, 1985, с. 15 - 17. 3. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2614553C1 (en) * | 2016-03-21 | 2017-03-28 | Ривенер Мусавирович Габдуллин | Borehole pump with gas separator |
| RU2712567C1 (en) * | 2019-04-26 | 2020-01-29 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Downhole sucker-rod pump for production of products with gas factor |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2346585C (en) | Apparatus and method for separating gas and solids from well fluids | |
| US5450901A (en) | Apparatus and process for producing and reinjecting gas | |
| US8997870B2 (en) | Method and apparatus for separating downhole hydrocarbons from water | |
| US4241788A (en) | Multiple cup downwell gas separator | |
| US20060076143A1 (en) | Oil anchor | |
| CA2324706A1 (en) | Sand protection system for electrical submersible pump | |
| US10934829B2 (en) | Systems, apparatuses, and methods for downhole water separation | |
| CA2824443A1 (en) | Separation of two fluid immiscible phases for downhole applications | |
| AU2010300497B2 (en) | Producing gas and liquid from below a permanent packer in a hydrocarbon well | |
| US7389816B2 (en) | Three phase downhole separator process | |
| RU2447269C1 (en) | Method to develop deposit with forced product offtake and device for its realisation | |
| RU2101471C1 (en) | Deep well rod pumping unit | |
| RU2293214C2 (en) | Method of action on pre-bottom zone of well in hydrocarbon field with bottom water and recovery of oil and water by pumps-compressors with separate intake for coneless operation of well | |
| RU2671372C1 (en) | Device for removing liquids that accumulate in the well | |
| RU2189433C2 (en) | Method of recovery of well products and deep-well pumping devices for method embodiment (versions) | |
| RU2049229C1 (en) | Downhole device for separation of gas from fluid | |
| RU2753209C1 (en) | Input device of deep well pump | |
| RU2317443C1 (en) | Sucker-rod pumping unit | |
| RU2796712C1 (en) | Rod pump for oil production from wells with wash-over of mechanical impurities | |
| RU2825379C1 (en) | Sucker-rod pumping unit for oil production from wells with presence of sump in conditions of high gas factor | |
| CN112576233B (en) | Gas-liquid-solid separation device in shaft and manufacturing method thereof | |
| RU2114282C1 (en) | Method and device for lifting gas-liquid mixture in wells | |
| RU153975U1 (en) | DRILLING DEVICE FOR LIQUID TREATMENT | |
| RU2594401C1 (en) | Device for separation of gas from liquid-gas mixture | |
| RU215129U1 (en) | Rod pump for oil production from wells with a small sump in high GOR conditions |