RU2241853C1 - Deep-well sucker-rod pump self-adjusting controllable suction valve - Google Patents
Deep-well sucker-rod pump self-adjusting controllable suction valve Download PDFInfo
- Publication number
- RU2241853C1 RU2241853C1 RU2003119828/06A RU2003119828A RU2241853C1 RU 2241853 C1 RU2241853 C1 RU 2241853C1 RU 2003119828/06 A RU2003119828/06 A RU 2003119828/06A RU 2003119828 A RU2003119828 A RU 2003119828A RU 2241853 C1 RU2241853 C1 RU 2241853C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- valve
- pump
- suction valve
- ball
- suction
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Fluid-Damping Devices (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли промышленности и может быть использовано в скважинных штанговых насосных установках (СШНУ).The invention relates to the oil industry and can be used in borehole sucker rod pump units (SSHNU).
Всасывающий клапан в классическом исполнении, состоящий из корпуса, в котором предусмотрена сообщенная с подплунжерной полостью клапанная полость под шарик клапана с его седлом и держателем седла клапана (ОАО “Ижнефтемаш”, Глубинные штанговые насосы, Каталог, ред. 2 - 2001, стр.35), присоединен к цилиндру насоса посредством муфт и удлинительного ниппеля с одной стороны, а с другой - к приемному фильтру. Все детали этого звена (цилиндр насоса, всасывающий клапан, приемный фильтр) представляют из себя тела вращения и соединены друг с другом соосно. Внутри цилиндра расположен плунжер с нагнетательным клапаном, штоком плунжера и т.д.Classic suction valve, consisting of a housing in which there is provided a valve cavity communicated with the sub-plunger cavity under the valve ball with its seat and valve seat holder (OAO Izhneftemash, Deep Rod Pumps, Catalog, rev. 2 - 2001, p. 35 ), is connected to the pump cylinder by means of couplings and an extension nipple on the one hand, and on the other hand, to the inlet filter. All parts of this link (pump cylinder, suction valve, intake filter) are bodies of revolution and are connected to each other coaxially. Inside the cylinder there is a plunger with a discharge valve, plunger rod, etc.
Очевидно, что известные штанговые насосы, снабженные нагнетательным и всасывающим клапанами в классическом исполнении, предназначены в основном для работы в вертикальных скважинах.It is obvious that the well-known sucker rod pumps equipped with discharge and suction valves in the classic version, are designed mainly for operation in vertical wells.
В наклонно направленных скважинах работа клапанов насоса ухудшается по причине запоздалого закрытия, образования овальности в седле клапана, из-за которой происходят утечки через клапанную пару, что в итоге приводит к снижению коэффициента полезного действия (КПД) насоса. А при добычи нефти с повышенным содержанием парафина или вязкой нефти клапанные узлы насоса вовсе могут отказать. В подобных случаях приходится реанимировать скважины путем промывки глубинно-насосного оборудования. А при отрицательном исходе такой промывки скважина подвергается подземному ремонту.In directional wells, the operation of the pump valves deteriorates due to a late closing, the formation of ovality in the valve seat, due to which leaks occur through the valve pair, which ultimately leads to a decrease in the pump efficiency. And when producing oil with a high content of paraffin or viscous oil, the valve manifolds of the pump may fail at all. In such cases, it is necessary to reanimate the wells by flushing the downhole pumping equipment. And with a negative outcome of such flushing, the well undergoes an underground repair.
Кроме того известно, в процессе работы штангового насоса нижний конец колонны насосно-компрессорных труб НКТ вместе с цилиндром насоса, всасывающим клапаном и приемным фильтром подвергается возвратно-поступательному движению по причине возникновения при этом суммарных упругих сил растяжения и сжатия трубной подвески в целом, вызванных работой СШНУ. В результате такого циклического перемещения нижней части трубной подвески, спущенной в наклонно направленную скважину, происходит механический износ эксплуатационной колонны, что сокращает ее срок службы.In addition, it is known that during the operation of the sucker rod pump, the lower end of the tubing string, together with the pump cylinder, suction valve and intake filter, undergoes reciprocating motion due to the occurrence of the total elastic tensile and compression forces of the pipe suspension as a whole, caused by the operation SSHNU. As a result of such a cyclic movement of the lower part of the pipe suspension, lowered into an inclined well, mechanical wear of the production string occurs, which reduces its service life.
Задача предложенного технического решения состоит в повышении надежности работы всасывающего клапана глубинного штангового насоса и поддержании срока службы эксплуатационной колонны на участке контактирования ее с глубинным штанговым насосом на оптимальном уровне.The objective of the proposed technical solution is to increase the reliability of the suction valve of the deep-well rod pump and to maintain the life of the production casing at the site of its contact with the deep-well pump at an optimal level.
Решение поставленной технической задачи достигается тем, что корпус клапана выполнен в диаметре больше, чем насос и установлен эксцентрично относительно насоса и с возможностью поворота друг относительно друга, ось клапанной полости расположена под углом к оси насоса и находится в одной плоскости вместе с эксцентриситетом, образованным между корпусом клапана и насосом, насос вместе с корпусом клапана расположен на контактирующей с обсадной колонной опоре скольжения с возможностью возвратно-поступательного движения, всасывающий клапан снабжен механизмом управления, выполненным в виде груза, расположенного на клапанной клетке и соединенного с центральным стержнем, установленным в верхнем ограничителе шарика всасывающего клапана с возможностью взаимодействия с последним, а другая часть механизма управления представляет из себя установленный на шарнире толкатель, один конец которого расположен с возможностью взаимодействия с шариком всасывающего клапана через его седло, а другой соединен шарнирно со штоком гидравлического амортизатора двустороннего действия, связанного с опорой скольжения, причем поршень гидравлического амортизатора двустороннего действия снабжен рабочими дроссельными отверстиями прямого и обратного ходов, оснащенными соответствующими подпружиненными к торцам поршня шайбами прикрытия.The solution of the technical problem is achieved in that the valve body is made larger in diameter than the pump and mounted eccentrically relative to the pump and can be rotated relative to each other, the axis of the valve cavity is located at an angle to the axis of the pump and is in the same plane with the eccentricity formed between valve body and pump, the pump together with the valve body is located on a sliding support contacting the casing with the possibility of reciprocating movement, the suction valve n is equipped with a control mechanism made in the form of a load located on the valve cage and connected to a central rod installed in the upper limiter of the suction valve ball with the possibility of interaction with the latter, and the other part of the control mechanism is a pusher mounted on a hinge, one end of which is located with the possibility of interaction with the ball of the suction valve through its seat, and the other is pivotally connected to the rod of a double-acting hydraulic shock absorber, bound to a support sliding, the piston being a double acting hydraulic shock absorber is provided with a working orifice moves forward and reverse, with appropriate spring-loaded washers to the ends of the piston cover.
На фиг.1 изображен продольный разрез самоустанавливающегося всасывающего клапана глубинного штангового насоса (в дальнейшем, всасывающего клапана), спущенного в наклонно направленную скважину; на фиг.2 - разрез по линии А-А на фиг.1; на фиг.3 - вид по стрелке Б на фиг.1 на клапанную клетку с грузом; на фиг.4 - продольный разрез гидравлического амортизатора двустороннего действия в момент открытия шарика всасывающего клапана; на фиг.5 - продольный разрез гидравлического амортизатора двустороннего действия в момент закрытия шарика всасывающего клапана.Figure 1 shows a longitudinal section of a self-aligning suction valve of a deep sucker rod pump (hereinafter, the suction valve), lowered into a directional well; figure 2 is a section along the line aa in figure 1; figure 3 is a view along arrow B in figure 1 on a valve cage with a load; figure 4 is a longitudinal section of a double-acting hydraulic shock absorber at the time of opening the ball of the suction valve; figure 5 is a longitudinal section of a double-acting hydraulic shock absorber at the time of closing the ball of the suction valve.
Корпус клапана 1 (фиг.1) соединен с удлинительным ниппелем 2 эксцентрично с эксцентриситетом е (фиг.1, 2), образованным между осью 3 насоса (не показан) и осью 4 корпуса клапана 1, посредством накидной гайки 5, расположенной на кольцевом выступе 6 удлинительного ниппеля 2. Корпус клапана 1 и удлинительный ниппель 2 имеют общую цилиндрическую поверхность разъема, снабженного уплотнениями 7, благодаря чему образуется герметичная поворотная пара. С другой стороны к корпусу клапана 1 присоединен приемный фильтр 8, расположенный соосно с насосом.The valve body 1 (FIG. 1) is connected to the extension nipple 2 eccentrically with an eccentricity e (FIGS. 1, 2) formed between the
Нижнее окончание насоса вместе с корпусом клапана 1 и верхним трубчатым окончанием приемного фильтра 8 расположено на опоре скольжения 9 с возможностью возвратно-поступательного движения. Опора скольжения 9 контактирует с обсадной колонной 10 и находится в прижатом к последней положении под весом нижнего окончания насоса благодаря эксцентритету е, а клапанная клетка 11 при этом занимает вертикальное положение (фиг.1). Угол α между осью клапанной клетки 11 и осью 3 насоса задается заранее в соответствии с наклоном скважины на данном участке. Основная тяжесть нижнего окончания насоса приходится к центру тяжести, совпадающему с осью 3 насоса (фиг.2), смещенной от оси 4 корпуса клапана 1 на величину эксцентриситета е. Корпус клапана 1 оснащен кожухом 12, прикрепленным с помощью соединительных элементов в виде боковых ограничителей 13. Боковые ограничители 13 расположены на корпусе клапана 1 большего диаметра, чем диаметр насоса, причем эксцентрично, благодаря чему происходит самоустановление поворотного корпуса клапана 1 в рабочее положение (фиг.1).The lower end of the pump together with the
В клапанной клетке 11 (фиг.1) расположены шарик всасывающего клапана 14, седло клапана 15 с держателем седла 16. В верхнем ограничителе шарика всасывающего клапана 14 выполнены отверстия 17 (фиг.1, 3) для прохождения добываемой жидкости и центральное отверстие под соответствующий центральный стержень 18 груза 19, расположенного на клапанной клетке 11 и входящего в механизм управления всасывающим клапаном. Груз 19 своим центральным стержнем 18 сидит на шарике всасывающего клапана 14 и в процессе работы находится во взаимодействии с последним.In the valve cage 11 (Fig. 1) there is a ball of the suction valve 14, a valve seat 15 with a seat holder 16. In the upper limiter of the ball of the suction valve 14,
Другая часть механизма управления всасывающего клапана представляет из себя установленный на шарнире 20 толкатель 21, один конец которого расположен с возможностью взаимодействия с шариком всасывающего клапана 14 через его седло 15, а другой соединен посредством шарнира 22 со штоком 23 гидравлического амортизатора 24 двустороннего действия, установленного на качающейся опоре 25 опоры скольжения 9.The other part of the control mechanism of the suction valve is a pusher 21 mounted on the hinge 20, one end of which is arranged to interact with the ball of the suction valve 14 through its seat 15, and the other is connected via a hinge 22 to the
Поршень 26 (фиг.4, 5) гидравлического амортизатора 24 (фиг.1) двустороннего действия снабжен с двух сторон штоками 23 одинакового диаметра, что обуславливает переток через поршень 26 одинакового объема рабочей жидкости (масла) из одной полости цилиндра 27 в другую по отношению к поршню 26. Каждый из штоков 23 установлен в центральном отверстии, предусмотренном в торцах 28 цилиндра 27 и оснащенном уплотнительным элементом 29. Поршень 26 снабжен рабочими дроссельными отверстиями прямого 30 и обратного 31 хода, расположенными на соответствующих диаметрах поршня 26 и прикрываемыми индивидуальными шайбами соответственно прямого 32 и обратного 33 хода. При этом каждая из шайб 32, 33 поджата своими пружинами прямого 34 и обратного 35 хода, рассчитанными на соответствующее усилие для открытия и закрытия шарика всасывающего клапана 14 (фиг.1).The piston 26 (Fig. 4, 5) of the double-acting hydraulic shock absorber 24 (Fig. 1) is equipped on both sides with
Всасывающий клапан работает следующим образом. Перед спуском в скважину всасывающий клапан подвергается техническому осмотру с целью выявления работоспособности поворотной пары, что означает корпус клапана 1 должен без заеданий поворачиваться относительно цилиндра. Кроме того, производится гидравлическое испытание поворотной пары и всасывающего клапана в его закрытом положении.The suction valve operates as follows. Before the descent into the well, the suction valve is subjected to a technical inspection in order to determine the operability of the rotary pair, which means that the
Всасывающий клапан спускается в скважину на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) в сборе с цилиндром насоса (не показаны), удлинительным ниппелем 2, приемным фильтром 8. После спуска всасывающий клапан принимает свое рабочее положение (фиг.1), при котором корпус клапана 1 вместе с клапанной клеткой 11 за счет эксцентриситета е самоустанавливается.The suction valve is lowered into the borehole on the tubing string assembled with a pump cylinder (not shown), extension nipple 2, intake filter 8. After descent, the suction valve assumes its operating position (Fig. 1), in which the
При движении плунжера (не показан) вверх расположенный в нем нагнетательный клапан закрывается, шарик всасывающего клапана 14 (фиг.1) открывается за счет известного механизма образования разности давлений в подплунжерной полости и на приеме насоса. Однако при добыче вязкой нефти и нефти с повышенным содержанием парафина и т.п. необходимо предпринять дополнительные меры для открытия шарика всасывающего клапана 14, т.е. использовать механизм управления последним. При движении плунжера вверх корпус клапана 1 вместе с нижним окончанием насоса также перемещается вверх на некоторую величину, и связанный со штоком 23 гидравлического амортизатора 24 двустороннего действия толкатель 21 поворачивается на шарнире 20 на некоторый угол и переходит из положения 36 в положение 37, переводя шарик всасывающего клапана 14 в положение 38 “Открыто”, что соответствует его принудительному открытию. При этом шайба 32 (фиг.4) прямого хода отводится от поршня 26 и поршень 26 начинает двигаться на открытие шарика всасывающего клапана 14 вместе с грузом 19, пропуская рабочую жидкость через рабочие дроссельные отверстия прямого 30 хода и отверстия 39 в шайбе прикрытия 32 прямого хода в направлении 40. Одновременно нижнее окончание насоса, расположенное на опоре скольжения 9 через трубчатое окончание приемного фильтра 8, перемещается вверх.When the plunger (not shown) moves up, the discharge valve located in it closes, the ball of the suction valve 14 (Fig. 1) opens due to the known mechanism of the formation of the pressure difference in the subplunger cavity and at the pump intake. However, when producing viscous oil and oil with a high content of paraffin, etc. additional measures must be taken to open the ball of the suction valve 14, i.e. use the last control mechanism. When the plunger moves up, the
При движении плунжера вниз нагнетательный клапан (не показан) открывается, чему должно предшествовать обязательное закрытие шарика всасывающего клапана 14. Нижнее окончание насоса вместе с корпусом клапана 1 (фиг.1) перемещается вниз на некоторую величину, и связанный со штоком 23 гидравлического амортизатора 24 двустороннего действия толкатель 21 поворачивается на шарнире 20 на некоторый угол и переходит из положения 37 в положение 36 - “Закрыто”, отойдя тем самым от шарика всасывающего клапана 14 вниз, позволив последнему сесть в седло под действием дополнительного груза 19, масса которого превосходит массу шарика всасывающего клапана 14, что обеспечивает его принудительное закрытие. При этом шайба прикрытия 33 (фиг.5) обратного хода отводится от поршня 26 и поршень 26 начинает двигаться на закрытие шарика всасывающего клапана 14 вместе с грузом 19, пропуская рабочую жидкость через рабочие дроссельные отверстия обратного 31 хода и отверстия 39 в шайбе прикрытия 32 прямого хода в направлении 41. Одновременно нижнее окончание насоса, расположенное на опоре скольжения 9 через верхнее трубчатое окончание приемного фильтра 8, перемещается вниз.When the plunger moves down, the discharge valve (not shown) opens, which must be preceded by the mandatory closure of the ball of the suction valve 14. The lower end of the pump together with the valve body 1 (Fig. 1) moves down by a certain amount, and connected with the
Самоустанавливающийся управляемый всасывающий клапан глубинного штангового насоса обеспечивает надежную работу этого клапана в условиях добычи высоковязкой, с повышенным содержанием парафина нефти из наклонно направленных скважин, предотвращает преждевременное истирание эксплуатационной колонны на участке контактирования ее с насосом.The self-adjusting controllable suction valve of the deep-well sucker-rod pump ensures reliable operation of this valve in highly viscous production conditions, with a high content of oil paraffin from directional wells, and prevents premature attrition of the production string at the site of its contact with the pump.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2003119828/06A RU2241853C1 (en) | 2003-06-30 | 2003-06-30 | Deep-well sucker-rod pump self-adjusting controllable suction valve |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2003119828/06A RU2241853C1 (en) | 2003-06-30 | 2003-06-30 | Deep-well sucker-rod pump self-adjusting controllable suction valve |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2241853C1 true RU2241853C1 (en) | 2004-12-10 |
RU2003119828A RU2003119828A (en) | 2004-12-20 |
Family
ID=34388304
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2003119828/06A RU2241853C1 (en) | 2003-06-30 | 2003-06-30 | Deep-well sucker-rod pump self-adjusting controllable suction valve |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2241853C1 (en) |
Cited By (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2487271C1 (en) * | 2012-03-11 | 2013-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Downhole pump suction valve |
RU2513570C1 (en) * | 2010-02-12 | 2014-04-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Self-contained well inflow control device and methods for use thereof |
RU2610939C1 (en) * | 2016-04-11 | 2017-02-17 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Recovery method for formation fluid from horizontal drill hole |
RU2616145C1 (en) * | 2016-04-01 | 2017-04-12 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Self-aligning valve of bottom hole pump |
RU2623138C1 (en) * | 2016-04-01 | 2017-06-22 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма " Пакер" | Self-aligning travelling valve of sucker rod pump |
RU2623345C1 (en) * | 2016-08-15 | 2017-06-23 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Rod well pump for horizontal wells |
RU173660U1 (en) * | 2016-12-28 | 2017-09-05 | Мурад Давлетович Валеев | Borehole installation for production of heavy, highly viscous oils |
CN110130858A (en) * | 2019-06-12 | 2019-08-16 | 克拉玛依胜利高原机械有限公司 | A kind of bridge-type note takes out wear-and corrosion-resistant drop and joins integrated lifting technology and computer collecting system |
RU2700973C1 (en) * | 2018-11-02 | 2019-09-24 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Sucker rod plug-in pump |
RU216833U1 (en) * | 2022-12-21 | 2023-03-02 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Self-adjusting rod pump valve |
-
2003
- 2003-06-30 RU RU2003119828/06A patent/RU2241853C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
ОАО "Ижнефтемаш", Глубинные штанговые насосы, Каталог, 2001, №2, с.35. * |
Cited By (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2513570C1 (en) * | 2010-02-12 | 2014-04-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Self-contained well inflow control device and methods for use thereof |
US8752629B2 (en) | 2010-02-12 | 2014-06-17 | Schlumberger Technology Corporation | Autonomous inflow control device and methods for using same |
RU2487271C1 (en) * | 2012-03-11 | 2013-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Downhole pump suction valve |
RU2616145C1 (en) * | 2016-04-01 | 2017-04-12 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Self-aligning valve of bottom hole pump |
RU2623138C1 (en) * | 2016-04-01 | 2017-06-22 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма " Пакер" | Self-aligning travelling valve of sucker rod pump |
RU2610939C1 (en) * | 2016-04-11 | 2017-02-17 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Recovery method for formation fluid from horizontal drill hole |
RU2623345C1 (en) * | 2016-08-15 | 2017-06-23 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Rod well pump for horizontal wells |
RU173660U1 (en) * | 2016-12-28 | 2017-09-05 | Мурад Давлетович Валеев | Borehole installation for production of heavy, highly viscous oils |
RU2700973C1 (en) * | 2018-11-02 | 2019-09-24 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Sucker rod plug-in pump |
CN110130858A (en) * | 2019-06-12 | 2019-08-16 | 克拉玛依胜利高原机械有限公司 | A kind of bridge-type note takes out wear-and corrosion-resistant drop and joins integrated lifting technology and computer collecting system |
CN110130858B (en) * | 2019-06-12 | 2023-09-22 | 克拉玛依胜利高原机械有限公司 | Bridge type injection-extraction wear-resistant corrosion-resistant ginseng-lowering integrated lifting process and mechanical system |
RU216833U1 (en) * | 2022-12-21 | 2023-03-02 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Self-adjusting rod pump valve |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US6685451B1 (en) | Valve assembly for sucker rod operated subsurface pumps | |
US5829952A (en) | Check valve with a reversible valve ball and seat | |
RU2241853C1 (en) | Deep-well sucker-rod pump self-adjusting controllable suction valve | |
WO2019169362A1 (en) | Novel valve configuration | |
RU176900U1 (en) | OUTDOOR COMPRESSOR FOR GAS PUMPING FROM AN OTHER WELL OIL WELL | |
CA2792642A1 (en) | Downhole gas release apparatus | |
RU2382904C1 (en) | Downhole pump adjustable valve | |
RU2366832C1 (en) | Valve device for rod-type deep-well pumps | |
RU2233995C1 (en) | Deep-well sucker-rod pump | |
US6659741B2 (en) | Travelling valve assembly for a fluid pump | |
CN205744379U (en) | A kind of multifunctional oil-well pump | |
RU2321772C1 (en) | Oil-well sucker-rod pump | |
RU2238430C1 (en) | Self-aligning standing valve of deep-well sucker-rod pump | |
RU2716998C1 (en) | Downhole sucker-rod pump for production of high-viscosity oil | |
CN115992660A (en) | Repeatedly opened and closed reverse circulation valve | |
RU2169290C1 (en) | Oil-well sucker-rod pump | |
RU2405998C1 (en) | Universal valve | |
RU216833U1 (en) | Self-adjusting rod pump valve | |
CN2407159Y (en) | Rod oil sucker against blowout | |
US11454234B2 (en) | Mechanically actuated travelling plug valve | |
RU55891U1 (en) | Borehole PUMP PUMP WITH HYDROMECHANICALLY CONTROLLED VALVES | |
RU2258837C2 (en) | Method of and device to provide operation of suction valve of deep-well sucker-rod pump | |
RU212057U1 (en) | Rod pump valve for horizontal and deviated wells | |
RU2817438C1 (en) | Downhole valve device | |
RU2779979C1 (en) | Bypass valve |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20060701 |