RU2158863C2 - Sealing unit for rotary oil-well pumps and method of control of leakage of oil in them - Google Patents
Sealing unit for rotary oil-well pumps and method of control of leakage of oil in them Download PDFInfo
- Publication number
- RU2158863C2 RU2158863C2 RU95115968A RU95115968A RU2158863C2 RU 2158863 C2 RU2158863 C2 RU 2158863C2 RU 95115968 A RU95115968 A RU 95115968A RU 95115968 A RU95115968 A RU 95115968A RU 2158863 C2 RU2158863 C2 RU 2158863C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- sleeve
- sealing
- annular
- oil
- cylindrical
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится в целом к нефтедобывающей промышленности, и в частности имеет целью повышение эффективности работы уплотнений, используемых для уплотнения вращающейся штанги прогрессивного кавитационного скважинного нефтяного насоса для предотвращения утечки нефти. The invention relates generally to the oil industry, and in particular, aims to increase the efficiency of seals used to seal a rotating rod of a progressive cavitation well pump to prevent oil leakage.
Многие обычные нефтяные скважины работают с погружным насосом, расположенным на дне скважины или близко от него, причем насос представляет собой обычный насос возвратно-поступательного типа, приводимый в действие колонной штанг, которая, в свою очередь, приводится в возвратно-поступательное движение в вертикальном направлении с помощью качалки насосной установки. За последнее время многие обычные поршневые насосы были заменены роторными прогрессивными кавитационными насосами. Роторные (центробежные) насосы особенно пригодны для получения сырой нефти, загрязненной песком и водой. Many conventional oil wells operate with a submersible pump located at or near the bottom of the well, the pump being a conventional reciprocating pump driven by a rod string, which in turn is driven in a vertical reciprocating motion using the pumping unit. Recently, many conventional piston pumps have been replaced by rotary progressive cavitation pumps. Rotary (centrifugal) pumps are particularly suitable for the production of crude oil contaminated with sand and water.
В обычных вертикальных поршневых насосах устройство, как правило, сконструировано таким образом, что только один сальник обеспечивает контроль за утечками и потерями нефти. Этот обычный сальник является неподвижным и крепится к неподвижному корпусу. Часть верхнего участка штанги, которая фактически контактирует с сальником, обычно очень хорошо отполирована, обеспечивая, таким образом, минимальные утечки и минимальное повреждение набивочного материала. При внедрении роторных насосов, как правило, обнаруживалось следующее: если для роторных насосов применялся обычный сальник (разработанный для вертикальных насосов), то через сравнительно короткое время возникали утечки нефти, что требовало часто обслуживания и частой замены набивочного материала (см. US N 3891031, опубл. 24.06.1975; US N 4087211, опубл. 02.05.1978; US N 4089624, опубл. 16.05.1978; US N 4314611, опубл. 09.02.1982)
В соответствии с настоящим изобретением разработан усовершенствованный узел для ограничения утечек нефти из роторных скважинных нефтяных насосов за счет того, что предусмотрена специальная втулка для схватывания штанги набивочным материалом, причем эта втулка вращается вместе со штангой, и, следовательно, между ними не требуется наличия уплотнения подвижного соединения. Втулка, в свою очередь, установлена с возможностью вращения внутри полости, ограниченной неподвижным элементом, и предусмотрено множество кольцевых уплотняющих гильз, занимающих пространство между втулкой и неподвижным элементом. Уплотняющие гильзы сконструированы таким образом, что они последовательно препятствуют утечкам нефти. Таким образом, нефть должна сначала пройти через начальную уплотняющую гильзу до того, как оно достигнет второй гильзы в ряду, а вторая гильза должна выйти из строя прежде, чем нефть получит доступ к третьей гильзе. Каналы утечки, соответствующие множеству уплотняющих гильз, обозначены появлением нефти на самой удаленной по ходу течения гильзе, к которой нефть получила доступ.In conventional vertical piston pumps, the device is typically designed so that only one oil seal provides control of oil leaks and losses. This ordinary stuffing box is fixed and attached to a fixed housing. The part of the upper portion of the rod that actually contacts the seal is usually very well polished, thus ensuring minimal leakage and minimal damage to the packing material. When introducing rotary pumps, as a rule, the following was discovered: if a conventional oil seal (designed for vertical pumps) was used for rotary pumps, then oil leaks occurred after a relatively short time, which often required maintenance and frequent replacement of packing material (see US N 3891031, publ. 24.06.1975; US N 4087211, publ. 05/02/1978; US N 4089624, publ. 05.16.1978; US N 4314611, publ. 09/02/1982)
In accordance with the present invention, an improved assembly has been developed for limiting oil leaks from rotary borehole oil pumps due to the fact that a special sleeve is provided for gripping the rod with stuffing material, and this sleeve rotates together with the rod, and therefore there is no need for a movable seal between them connections. The sleeve, in turn, is mounted for rotation inside a cavity bounded by a fixed element, and a plurality of annular sealing sleeves are provided, occupying the space between the sleeve and the fixed element. The sealing sleeves are designed in such a way that they consistently prevent oil leaks. Thus, the oil must first pass through the initial seal sleeve before it reaches the second sleeve in the row, and the second sleeve must fail before the oil gets access to the third sleeve. Leakage channels corresponding to a plurality of sealing sleeves are indicated by the appearance of oil at the sleeve most distant along the course of the flow, to which the oil has gained access.
Более точно, в соответствии с изобретением разработан узел, предназначенный для использования с роторным насосом для нефтяных скважин, в которых удаленная штанга служит опорой ротору погружного насоса и вращает его, а также предназначенный для ограничения утечек нефти и содержащий:
- неподвижный первый элемент, в котором выполнено сквозное отверстие для штанги и в основном цилиндрическая полость, коаксиальная с отверстием, причем цилиндрическая полость ограничена цилиндрической стенкой, а первый элемент имеет наружную стенку;
- вращающийся второй элемент, в котором также выполнено сквозное отверстие, причем штанга проходит через сквозное отверстие второго элемента и вращается вместе с ним, второй элемент имеет в основном цилиндрическую часть, входящую коаксиально в полость, причем цилиндрическая часть ограничена наружной цилиндрической поверхностью, которая имеет меньший диаметр по сравнению с полостью с тем, чтобы между ними осталось кольцевое пространство, причем это кольцевое пространство имеет расположенный выше по ходу течения нефти конец, через который нефть под давлением стремится войти в это пространство, и расположенный ниже по ходу течения конец, противоположный концу, расположенному выше по течению;
- множество кольцевых уплотняющих гильз, уложенных друг на друга внутри кольцевого пространства, причем каждая гильза имеет в осевом сечении:
a) угловую часть с ножеобразным краем, контактирующую с цилиндрической частью с возможностью скольжения;
b) первое открытое пространство, которое находится по ходу течения за угловой частью с ножеобразным краем и примыкает к цилиндрической части, и второе открытое пространство рядом с цилиндрической стенкой; и
c) средство для прохода, через которое сообщаются два пространства;
- канал для утечек через первый элемент для каждой уплотняющей гильзы, причем этот канал для утечек связывает соответствующие открытые пространства с наружной стенкой; и
- заглушку для закрытия, по меньшей мере, одного из каналов.More precisely, in accordance with the invention, an assembly is designed for use with a rotary pump for oil wells, in which a remote rod supports and rotates the submersible pump rotor, and is also designed to limit oil leaks and containing:
- a stationary first element in which there is a through hole for the rod and a generally cylindrical cavity coaxial with the hole, the cylindrical cavity being defined by a cylindrical wall and the first element having an outer wall;
- a rotating second element, in which a through hole is also made, and the rod passes through the through hole of the second element and rotates with it, the second element has a generally cylindrical part that coaxially enters the cavity, and the cylindrical part is bounded by an outer cylindrical surface that has a smaller diameter compared with the cavity so that an annular space remains between them, and this annular space has an end located upstream of the oil through which the oil under pressure tends to enter this space, and the end located downstream is opposite to the end located upstream;
- many annular sealing sleeves stacked on top of each other inside the annular space, and each sleeve has an axial section:
a) a corner part with a knife-shaped edge in contact with the cylindrical part with the possibility of sliding;
b) the first open space, which is located along the flow behind the corner part with a knife-shaped edge and adjacent to the cylindrical part, and the second open space next to the cylindrical wall; and
c) means for passage through which two spaces communicate;
- a channel for leaks through the first element for each sealing sleeve, and this channel for leaks connects the corresponding open spaces with the outer wall; and
- a plug for closing at least one of the channels.
Кроме того, в соответствии с данным изобретением разработан способ ограничения утечек нефти в насосе для нефтяных скважин, в которых удлиненная штанга служит опорой ротору погружного насоса и вращает его, причем при данном способе используют узел, включающий неподвижный первый элемент, в котором выполнено сквозное отверстие для штанги и в основном цилиндрическая полость, коаксиальная с отверстием, причем цилиндрическая полость ограничена цилиндрической стенкой; вращающийся второй элемент, в котором также выполнено сквозное отверстие, причем штанга проходит через сквозное отверстие второго элемента и вращается вместе с ним, причем второй элемент имеет в основном цилиндрическую часть, входящую коаксиально в полость, цилиндрическая часть ограничена наружной цилиндрической поверхностью с меньшим диаметром по сравнению с диаметром полости с тем, чтобы между ними осталось кольцевое пространство, причем кольцевое пространство имеет расположенный выше по ходу течения нефти конец, через который нефть под давлением стремится войти в это пространство, и расположенный ниже по ходу течения конец, противоположный концу, расположенному выше по течению;
причем указанный способ содержит следующие операции:
a) установку множества уложенных друг на друга кольцевых уплотняющих гильз внутри кольцевого пространства, причем каждая гильза имеет в осевом сечении: угловую часть с ножеобразным краем, находящуюся в скользящем контакте с цилиндрической частью, первое открытое пространство, расположенное за угловой частью по ходу течения и примыкающее к цилиндрической части, второе открытое пространство рядом с цилиндрической стенкой и средство для прохода, через которое сообщаются два пространства;
b) выполнение для каждой уплотняющей гильзы канала для утечек через первый элемент, причем каждый канал для утечек связывает соответствующие открытые пространства с наружной стенкой;
c) ввод смазочного материала под давлением через канал для утечек самой дальней, расположенной выше по течению уплотняющей гильзы и затем закрытие этого канала для утечек заглушкой при оставлении открытым канала для утечек уплотняющей гильзы, расположенной ниже по течению по отношению к самой дальней, находящейся выше по течению гильзе;
d) текущий контроль за оставшимся открытым каналом для обнаружения утечек нефти; и
e) при обнаружении таких утечек нефти выполнение отключения насоса и замену, по меньшей мере, тех уплотняющих гильз, через которые протекала нефть.In addition, in accordance with this invention, a method for limiting oil leaks in a pump for oil wells, in which an elongated rod serves to support the rotor of the submersible pump and rotates it, and this method uses a node that includes a stationary first element in which a through hole for rods and a generally cylindrical cavity coaxial with the hole, wherein the cylindrical cavity is bounded by a cylindrical wall; a rotating second element, in which a through hole is also made, and the rod passes through the through hole of the second element and rotates with it, the second element having a substantially cylindrical part that coaxially enters the cavity, the cylindrical part is bounded by an outer cylindrical surface with a smaller diameter compared to with a cavity diameter so that an annular space remains between them, and the annular space has an end located upstream of the oil through which s under pressure tends to enter into this space, and is located downstream flow end opposite end, positioned upstream;
wherein said method comprises the following operations:
a) installation of a plurality of annular sealing sleeves stacked on top of each other inside the annular space, each sleeve having an axial section: a corner part with a knife-shaped edge in sliding contact with the cylindrical part, a first open space located behind the corner part along the course of the flow and adjacent to the cylindrical part, a second open space next to the cylindrical wall and means for passing through which two spaces communicate;
b) providing for each sealing sleeve a leak channel through the first element, wherein each leak channel connects corresponding open spaces to the outer wall;
c) introducing pressurized lubricant through the leakage channel of the farthest upstream sealing sleeve and then closing this leakage channel with a plug while keeping the leakage channel of the sealing sleeve lower downstream of the farthest upstream seal the flow of the sleeve;
d) monitoring the remaining open channel for detecting oil leaks; and
e) if such oil leaks are detected, shut down the pump and replace at least the sealing sleeves through which the oil was flowing.
Один вариант исполнения данного изобретения показан в графических материалах, в которых аналогичные детали обозначены одинаковыми номерами позиций на нескольких видах и в которых:
фиг. 1 представляет собой осевое сечение устройства, используемого в зоне устья скважины при погружном роторном насосе для обеспечения опоры штанги и ее вращения и для ограничения утечек нефти на скважины в окружающую среду;
фиг. 2 представляет собой изображение, аналогичное фиг. 1, но показывающее упрощенный вариант;
фиг. 3 представляет собой осевое сечение части устройства, с вращающимися уплотнениями для подвижного соединения;
фиг. 4 представляет собой показанное в большем масштабе осевое сечение уплотняющей гильзы, предназначенной для использования в данном изобретении; и
фиг. 5 представляет собой частичное осевое сечение с пространственным разделением элементов части устройства, в которой находится набивочный материал.One embodiment of the invention is shown in graphic materials in which similar parts are denoted by the same reference numbers in several views and in which:
FIG. 1 is an axial section of a device used in a wellhead area with a submersible rotary pump to provide support for the rod and its rotation and to limit oil leakage into wells into the environment;
FIG. 2 is an image similar to FIG. 1, but showing a simplified version;
FIG. 3 is an axial section of a portion of a device with rotating seals for a movable joint;
FIG. 4 is a larger axial sectional view of a sealing sleeve for use in the present invention; and
FIG. 5 is a partial axial section with a spatial separation of the elements of the part of the device in which the packing material is located.
На фиг. 1 показана в осевом сечении удлиненная штанга 10, которая служит опорой ротору погружного насоса (не показанного) и вращает его. На фиг. 1 верхний конец находится справа, а нижний конец - слева. In FIG. 1 shows an axial section of an
На своем верхнем конце (справа на фиг. 1) штанга 10 имеет наружную резьбу 12, которая входит в контакт с гайкой 14 с одного конца резьбового отверстия 16 в гайке 14, причем другой конец отверстия 16 соединен с резьбовым концом подъемной штанги 18. At its upper end (to the right in FIG. 1), the
На своем нижнем (левом) конце гайка 14 имеет некруглый выступ 20, который входит в контакт с некруглой, полой хвостовой штангой 22, другой конец которой входит в контакт с аналогичным выступом 24 на расположенной далее гайке 26. At its lower (left) end, the nut 14 has a non-circular protrusion 20 that comes into contact with a non-circular,
В гайке 26 выполнено несквозное отверстие 28 с внутренней резьбой, которое предназначено для крепления к верхнему резьбовому концу 30 уплотняющего элемента 32. Следует отметить, что уплотняющий элемент 32 и гайка 26 совместно ограничивают сквозное отверстие 34, через которое проходит штанга 10. У верхнего конца (справа на фиг. 1) уплотняющего элемента 32 выполнена кольцевая полость 36 для набивки, содержащая обычный набивочный материал 38. Кольцевой закрывающий элемент 40 сжимает набивочный материал 38 и поджимается вниз путем затягивания гайки 28. Могут быть выбраны различные размеры закрывающего элемента 40 в осевом направлении с тем, чтобы обеспечить соответствующую степень сжатия набивочного материала 38, когда гайка 26 навинчена как можно дальше вниз на уплотняющий элемент 32. A non-through hole 28 with an internal thread is made in the
Уплотняющий элемент 32 имеет участок 42 меньшего диаметра, который окружает штангу 10 и который имеет наружную резьбу, предназначенную для свинчивания с внутренней резьбой цилиндрической выточки 44, выполненной в верхней части (на первом конце) втулки 46, причем втулка 46 имеет сквозное отверстие 48 для штаги 10. The
Конструкция втулки 46 такова, что на ней можно установить радиальный подшипник 50 и упорный подшипник 52, которые служат опорой втулке 46 при ее вращении относительно базового элемента 54, который прочно соединен с кожухом устья скважины средствами, которые не показаны и которые не играют никакой роли в настоящем изобретении. The design of the
В узел на фиг. 1 шестерня 56 зафиксирована для вращения вместе с втулкой 46 с помощью шпонки 58. Предусмотрены непоказанные средства для приведения шестерни 56 во вращательное движение вместе с втулкой 46. To the assembly of FIG. 1, the gear 56 is fixed for rotation together with the
К нижней стороне (к левой стороне на чертеже) базового элемента 54 прикреплен болтами неподвижный первый элемент 60, в котором выполнено сквозное отверстие 62 для штанги 10 и который, в свою очередь, прикреплен болтами или каким-либо иным образом к Т-образному элементу 64, который не образует никакой части настоящего изобретения. The fixed
Как можно видеть на фиг. 1, в неподвижном первом элемент 60 выполнена еще в основном цилиндрическая полость 66, которая коаксиальна со сквозным отверстием 62 и которая главным образом ограничена цилиндрической стенкой 68. Кроме того, первый элемент 60 имеет нагружную стенку 70, диаметр которой уменьшается на переходном участке 72 в виде усеченного конуса до суженной части 74. Далее первый элемент 60 имеет нижний фланец 76 для крепления к Т-образному элементу 64 и верхний фланец 78 для крепления к базовому элементу 54. As can be seen in FIG. 1, in the stationary
Далее рассматриваются фиг. 3 и 4 для более подробного описания элементов, находящихся в цилиндрической полости 66. Next, FIG. 3 and 4 for a more detailed description of the elements located in the
Как видно в особенности на фиг. 3, втулка 46 имеет выполненную заодно с ней хвостовую часть 80, далее называемую цилиндрической частью, и цилиндрическая часть 80 входит коаксиально в полость 68. Цилиндрическая часть 80 имеет наружную цилиндрическую поверхность, диаметр которой меньше диаметра цилиндрической полости 66 с тем, чтобы между ними осталось кольцевое пространство 84. Кольцевое пространство 84 имеет конец 86, расположенный выше по ходу течения нефти, через который нефть под давлением (поступающая через сквозное отверстие 62) стремится войти в кольцевое пространство 84, и расположенный ниже по ходу течения конец 88, противоположный расположенному выше по течению концу 86. As can be seen in particular in FIG. 3, the
Внутри цилиндрической полости 66 (в кольцевом пространстве 84) установлены три кольцевые уплотняющие гильзы 90, которые уложены одна за другой в кольцевом пространстве 84. Inside the cylindrical cavity 66 (in the annular space 84), three
Как можно видеть путем сопоставления фиг. 3 и 4, каждая гильза в осевом сечении имеет:
(a) угловую часть 92 с ножеобразным краем, которая контактирует с цилиндрической частью 80 с возможностью скольжения;
(b) первое открытое пространство 94, находящееся ниже по ходу течения (справа) относительно угловой части 92 с ножеобразным краем и примыкающее к цилиндрической части 80, и второе открытое пространство 96, примыкающее к цилиндрической стенке 68. Средства 97 для прохода (предпочтительно в виде расположенных на некотором расстоянии друг от друга каналов, просверленных радиально в каждой гильзе) обеспечивают связь между первым открытым пространством 94 и вторым открытым пространством 96.As can be seen by comparing FIG. 3 and 4, each sleeve in axial section has:
(a) a
(b) a first
Кроме того, в каждой уплотняющей гильзе 90 выполнена открытая внутрь канала 98, расположенная ниже по ходу течения по отношению к первому открытому пространству 94, с упругим кольцом 100 в канавке 98. Упругое кольцо приспособлено для сжатия его за счет замораживания и расширения любой воды внутри открытых пространств 94 и 96. In addition, in each
Кроме того, каждая уплотняющая гильза 90 включает опорную поверхность 102, в основном параллельную наружной цилиндрической поверхности 82 и расположенную ниже по ходу течения относительно канавки 98. Также предусмотрено кольцевое уплотнение 108, которое в радиальном сечении имеет в основном U-образную форму и которое включает два плеча 106 и 108, из которых плечо 106 приспособлено для прилегания к наружной цилиндрической поверхности 82, а плечо 108 приспособлено для прилегания к опорной поверхности 102 таким образом, что внутренняя часть U-образной формы открыта вниз (влево) к первому открытому пространству 94. Это ясно на фиг. 4. In addition, each
Кроме того, кольцевое уплотнение 104 имеет выступающий наружу, выполненный заодно с ним фланец 110, который находится внутри выточки 112 под фланец, выполненный в уплотняющей гильзе 90 и расположенной так, что фланец 110 сжимается и захватывается между соответствующей гильзой и следующей примыкающей гильзой. Это лучше всего видно на фиг. 3. In addition, the O-
Также следует отметить, что в первом элементе 60 для каждой уплотняющей гильзы 90 предусмотрен канал 114 для утечек, причем каждый канал 114 для утечек связывает открытые пространства (соответствующей уплотняющей гильзы 90) с наружной стенкой 70. Предусмотрена заглушка 116 с наружной резьбой для закрывания, по меньшей мере одного из каналов. It should also be noted that in the
Следует отметить, что кольцевое пространство 84, ограниченное между цилиндрической стенкой 68 и цилиндрической поверхностью 82, закрыто со своего расположенного выше по течению (слева) конца кольцевой стенкой 120, и что самая нижняя (самая крайняя слева) уплотняющая гильза 90 упирается в стенку 120. It should be noted that the
Каждая уплотняющая гильза 90 имеет наружную периферийную выточку 122 (см. фиг. 4) рядом с цилиндрической стенкой 68 элемента 60 и кольцевое уплотнение 124 внутри периферийной выточки 122. Each sealing
На фиг. 3 показано предусмотренное фиксирующее средство, прижимающее кольцевые уплотняющие гильзы 90 вниз (влево) к кольцевой стенке 120. In FIG. 3 shows the provided fixing means, pressing the
Более точно, фиксирующее средство включает два кольцевых элемента 126 и 128, размещенные вместе со стопорным пружинным кольцом в соответствующей канавке в цилиндрической стенке 68. More specifically, the locking means includes two
Далее кратко рассматривается фиг. 5, на которой показан вариант конструкции уплотняющего элемента 32, имеющего размерные характеристики, отличающиеся от размерных характеристик уплотняющего элемента 32, изображенного на фиг. 1. Тем не менее все основные компоненты имеются на фиг.5, и, кроме того, на нем показано кольцевое уплотнение 130, установленное в соответствующую канавку, причем кольцевое уплотнение 130 прижато к угловой части 132 втулки 46. Это обеспечивает отсутствие каких-либо утечек в соединении между уплотняющим элементом 32 и втулкой 46. Next, FIG. 5, which shows an embodiment of the sealing
На фиг. 2 изображен вариант узла, показанного на фиг. 1. In FIG. 2 shows a variant of the assembly shown in FIG. 1.
На фиг. 2 отсутствует как базовый элемент 54, так и шестерня 56 и опорные подшипники. В конструкции на фиг. 2 потребуется другое (не показанное) средство для вращения втулки 46. In FIG. 2, both the base element 54 and the gear 56 and the thrust bearings are missing. In the construction of FIG. 2, other (not shown) means will be required to rotate the
Другое отличие конструкции на фиг. 2 заключается в том, что вместо гайки 14 по фиг. 1 предусмотрено подъемное кольцо 132. Подъемное кольцо 132 имеет резьбовое отверстие 134, с которым может входить в контакт верхний конец штанги 10 с наружной резьбой. Another design difference in FIG. 2 is that instead of the nut 14 of FIG. 1, a
За исключением упомянутых различий, все остальные детали конструкций на фиг. 1 и 2 идентичны. Ниже описывается способ использования описанного выше устройства для ограничения утечек нефти в насосе для нефтяных скважин, в которых удлиненная штанга служит опорой ротору погружного насоса и вращает его. Except for the differences mentioned, all other structural details in FIG. 1 and 2 are identical. The following describes how to use the device described above to limit oil leakage in an oil well pump, in which an elongated rod supports and rotates the submersible pump rotor.
Во-первых, способ включает выполнение всех элементов, изображенных в графических материалах и описанных выше, включая установку множества уложенных друг на друга, кольцевых уплотняющих гильз 90 с описанной конфигурацией, и выполнение для каждой уплотняющей гильзы 90 канала 114 для утечек через первый элемент 60, причем каждый канал 114 для утечек связывает соответствующие открытые пространства (94, 96) с наружной стенкой 70. Firstly, the method includes performing all of the elements depicted in the graphic materials and described above, including installing a plurality of stacked,
При одном способе использования перед началом откачивания насосом смазочный материал, такой как консистентная смазка или тяжелое масло, вводится под давлением через канал для утечек расположенной выше всех по течению (крайней левой на фиг. 1 и 2) уплотняющей гильзы 90, и затем этот канал для утечек закрывается заглушкой, при этом канал для утечек уплотняющей гильзы, находящейся ниже по течению следом за расположенной выше всех по течению уплотняющей гильзы, остается открытым. При использовании трех гильз, как показано на чертежах, можно говорить о находящейся выше по течению гильзе, находящейся ниже по течению гильзе и промежуточной гильзе. Таким образом, смазочный материал вводится под давлением в находящуюся выше по течению гильзы, и соответствующий канал для утечек закрывается заглушкой и герметизируется. Однако канал для утечек для промежуточной гильзы остается открытым. При данном конкретном режиме работы третий канал для утечек (предназначенный для находящейся ниже по течению гильзы) может быть закрыт заглушкой такого типа, как показанная поз.116 на фиг. 3. In one method of use, before starting pumping out the pump, a lubricant, such as grease or heavy oil, is injected under pressure through the leakage channel of the upstream seal sleeve (leftmost in FIGS. 1 and 2) 90, and then this channel for leakage is closed by a plug, while the channel for leakage of the sealing sleeve, located downstream after located above all the upstream sealing sleeve, remains open. When using three sleeves, as shown in the drawings, one can speak of an upstream sleeve, a downstream sleeve and an intermediate sleeve. Thus, the lubricant is injected under pressure into the upstream liner, and the corresponding leakage channel is sealed with a plug and sealed. However, the leakage channel for the intermediate sleeve remains open. In this particular mode of operation, the third leakage channel (intended for the downstream sleeve) may be closed by a plug of the type shown at 1116 in FIG. 3.
Затем начинается откачивание нефти насосом, и оператор следит за промежуточным каналом для утечек с целью обнаружения утечек нефти. Если обнаружена утечка нефти в канале для утечек промежуточной гильзы, это указывает на то, что нефть прошла через ножеобразный край 92 как находящейся выше по течению гильзы, так и промежуточной гильзы. В этот момент оператор может принять решение прекратить операцию откачивания нефти насосом и заменить, по крайней мере, находящуюся выше по течению и промежуточную гильзы (которые больше не могут выдерживать давление нефти). Альтернативно, оператор может вынуть заглушку из расположенного ниже по течению канала для утечек и использовать ее, чтобы закрыть канал для утечек для промежуточной гильзы. При этом внимание переключается на третью гильзу. Когда нефть появляется в открытом канале для утечек третьей гильзы, это является признаком того, что нефть уже прошла через уплотнение 92 с ножеобразным краем всех трех гильз. В этот момент работа должна быть прекращена и все три гильзы должны быть заменены. Then the pumping of oil begins, and the operator monitors the intermediate channel for leaks in order to detect oil leaks. If an oil leak is detected in the leakage channel of the intermediate sleeve, this indicates that the oil has passed through the knife-shaped
Несмотря на то, что несколько вариантов данного изобретения показаны в сопровождающих графических материалах и описаны выше, для специалистов в данной области очевидно, что могут быть выполнены изменения и модификации конструкции, не отходя от сути изобретения, изложенной в приложенных пунктах формулы изобретения. Despite the fact that several variants of the present invention are shown in the accompanying graphic materials and described above, for specialists in this field it is obvious that changes and modifications to the design can be made, without departing from the essence of the invention set forth in the attached claims.
Claims (19)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU95115968A RU2158863C2 (en) | 1995-09-14 | 1995-09-14 | Sealing unit for rotary oil-well pumps and method of control of leakage of oil in them |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU95115968A RU2158863C2 (en) | 1995-09-14 | 1995-09-14 | Sealing unit for rotary oil-well pumps and method of control of leakage of oil in them |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU95115968A RU95115968A (en) | 1997-09-27 |
RU2158863C2 true RU2158863C2 (en) | 2000-11-10 |
Family
ID=20172049
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU95115968A RU2158863C2 (en) | 1995-09-14 | 1995-09-14 | Sealing unit for rotary oil-well pumps and method of control of leakage of oil in them |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2158863C2 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2783919C1 (en) * | 2022-03-09 | 2022-11-22 | Александр Семенович Дубовик | Horizontal pump unit |
-
1995
- 1995-09-14 RU RU95115968A patent/RU2158863C2/en active
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2783919C1 (en) * | 2022-03-09 | 2022-11-22 | Александр Семенович Дубовик | Horizontal pump unit |
RU2784590C1 (en) * | 2022-03-09 | 2022-11-28 | Александр Семенович Дубовик | Horizontal pumping unit |
RU2784631C1 (en) * | 2022-03-09 | 2022-11-29 | Александр Семенович Дубовик | Horizontal pumping unit |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN101336344B (en) | Seal section oil seal for submersible pump assembly | |
CA2515616C (en) | Convertible rotary seal for progressing cavity pump drivehead | |
US7874369B2 (en) | Progressive cavity pump (PCP) drive head stuffing box with split seal | |
RU2369721C2 (en) | Adapter of blowout preventer stuffing box | |
RU2405904C2 (en) | Drilling assembly for well (versions) and support mechanism and turbine power plant for drilling assembly | |
US20120217022A1 (en) | Universal rotating flow head having a modular lubricated bearing pack | |
US5628516A (en) | Sealing assembly for rotary oil pumps having means for leaks detection and method of using same | |
NO20180537A1 (en) | Metal-to-metal sealing for diffusers of an electrical submersible well pump | |
RU2127376C1 (en) | Self-aligning shaft support | |
US4613002A (en) | Downhole drilling tool with improved swivel | |
US20150004031A1 (en) | Compliant Radial Bearing for Electrical Submersible Pump | |
EP3165708A1 (en) | Unitized lip seal for wash pipe stuffing box sealing system | |
US5615736A (en) | Unitary diversionary-tubing hanger and energizable rod seal | |
RU2158863C2 (en) | Sealing unit for rotary oil-well pumps and method of control of leakage of oil in them | |
US6004114A (en) | Hydraulic submersible pump for oil well production | |
US7926559B2 (en) | Oilfield stuffing box | |
RU2651672C1 (en) | Dubbing shaft axis in the jointing section of electric submersible pump | |
US20080257555A1 (en) | Linear Drive Assembly with Rotary Union for Well Head Applications and Method Implemented Thereby | |
US8246328B1 (en) | Seal section with sand trench | |
CA2998137C (en) | Modular seal section with external ports to configure chambers in series or parallel configuration | |
CA2784163C (en) | Apparatuses for sealing against a well tubular | |
CN205532268U (en) | Drilling tool motor | |
RU2270325C1 (en) | Well head sealing device | |
RU2148704C1 (en) | Discharge valve | |
RU2152506C1 (en) | Well-head packer |