RU2253751C1 - Deep-well sucker-rod pump - Google Patents
Deep-well sucker-rod pump Download PDFInfo
- Publication number
- RU2253751C1 RU2253751C1 RU2003136205/06A RU2003136205A RU2253751C1 RU 2253751 C1 RU2253751 C1 RU 2253751C1 RU 2003136205/06 A RU2003136205/06 A RU 2003136205/06A RU 2003136205 A RU2003136205 A RU 2003136205A RU 2253751 C1 RU2253751 C1 RU 2253751C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- rod
- ball
- pump
- sucker
- string
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Reciprocating Pumps (AREA)
- Details Of Reciprocating Pumps (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано в скважинных штанговых насосных установках (СШНУ) для добычи высоковязкой, с повышенным содержанием парафина, нефти из наклонных скважин.The invention relates to the oil industry and can be used in well sucker rod pumping units (SSHNU) for the production of highly viscous, with a high content of paraffin, oil from deviated wells.
По конструктивным особенностям и функциональным признакам нагнетательного клапана наиболее близким аналогом является глубинный штанговый насос (патент RU 2211373 G1), включающий соединенный с колонной насосно-компрессорных труб цилиндр с приемным каналом, расположенный в цилиндре с возможностью возвратно-поступательного движения полый, соединенный с приводной колонной насосных штанг посредством штока с цилиндром и переходника плунжер, расположенный в нижнем конце плунжера нагнетательный клапан с размещенным в корпусе последнего над седлом шариком. Насос снабжен преобразователем направления движения колонны насосных штанг, соединенным с колонной насосных штанг с одной стороны, а с другой - со штоком-толкателем с возможностью действия в пределах рабочего хода шарика нагнетательного клапана для своевременной принудительной посадки его в седло и отхода от шарика в ритме работы глубинного штангового насоса. Шток-толкатель снабжен изолированным от агрессивной среды пружинным амортизатором, предохраняющим механизм преобразователя направления движения колонны насосных штанг от поломок в случаях попадания под шарик нагнетательного клапана какого-либо твердого предмета. Введение в конструкцию такого амортизатора приводит к ее осложнению.According to the design features and functional features of the discharge valve, the closest analogue is a deep-well sucker-rod pump (patent RU 2211373 G1), including a cylinder with a receiving channel connected to the tubing string, a hollow connected to the reciprocating cylinder connected to the drive string sucker rods by means of a rod with a cylinder and an adapter a plunger, a discharge valve located at the lower end of the plunger with the latter located in the housing of the latter scrap with a ball. The pump is equipped with a converter for the direction of movement of the string of pump rods connected to the string of pump rods on the one hand, and on the other hand, with a pusher rod with the possibility of acting within the stroke of the discharge valve ball for timely forced landing in the saddle and moving away from the ball in rhythm of operation deep rod pump. The rod-pusher is equipped with a spring shock absorber isolated from the aggressive medium, which protects the mechanism of the converter for the direction of movement of the pump rod string from breakdowns in the event of a solid object falling under the discharge valve ball. Introduction to the design of such a shock absorber leads to its complication.
Наличие в конструкции глубинного штангового насоса механизма принудительного закрытия нагнетательного клапана наводит на мысль об использовании облегченного, например, пустотелого шарика нагнетательного клапана, что обеспечило бы гарантийное своевременное открытие нагнетательного клапана (шарика, словно прилипшего к концу штока-толкателя в ритме работы насоса), положительно отражаясь на его коэффициент полезного действия.The presence of a forced discharge valve closing mechanism in the design of a deep-well sucker-rod pump suggests the use of a lightweight, for example, hollow, discharge valve ball, which would ensure timely timely opening of the discharge valve (a ball that seemed to adhere to the end of the push rod in the rhythm of the pump), positively reflecting on its efficiency.
Техническая задача состоит в упрощении конструкции и повышении коэффициента полезного действия глубинного штангового насоса.The technical task is to simplify the design and increase the efficiency of the deep-well pump.
Поставленная техническая задача достигается тем, что глубинный штанговый насос для добычи высоковязкой, с повышенным содержанием парафина нефти, включающий соединенный с колонной насосно-компрессорных труб цилиндр с приемным каналом, расположенный в цилиндре с возможностью возвратно-поступательного движения полый, соединенный с приводной колонной насосных штанг посредством штока с центратором и переходника плунжер, расположенный в нижнем конце плунжера нагнетательный клапан с размещенным в корпусе последнего над седлом шариком, снабженный преобразователем направления движения колонны насосных штанг, соединенным с колонной насосных штанг с одной стороны, а с другой - со штоком-толкателем с возможностью действия в пределах рабочего хода шарика нагнетательного клапана для своевременной принудительной посадки его в седло и отхода от шарика в ритме работы глубинного штангового насоса, его шток-толкатель выполнен весом, соответствующим расчетному значению усилия, необходимого для своевременного принудительной посадки шарика нагнетательного клапана в седло и соединен с преобразователем направления движения колонны насосных штанг с возможностью посадки шарика нагнетательного клапана в седло с усилием расчетного значения, причем шарик нагнетательного клапана выполнен пустотелым.The stated technical problem is achieved in that the deep-well sucker-rod pump for the extraction of highly viscous, with a high content of oil paraffin, including a cylinder connected to the tubing string with a receiving channel, located in the cylinder with the possibility of reciprocating motion, connected to the driving string of the pump rods by means of a rod with a centralizer and an adapter a plunger, a discharge valve located at the lower end of the plunger with a ball placed in the body of the latter above the saddle, sn Abzhenny the transducer of the direction of movement of the string of pump rods connected to the string of pump rods on the one hand, and on the other with a rod-pusher with the possibility of acting within the stroke of the ball of the discharge valve for timely forced landing in the saddle and moving away from the ball in the rhythm of deep the rod pump, its rod-pusher is made with a weight corresponding to the calculated value of the force necessary for the timely forced landing of the discharge valve ball into the seat and connection ene with converter column direction of movement of sucker rods, with ball landing in the discharge valve seat with a force of the design value, the discharge valve ball is made hollow.
На фиг.1 изображена верхняя часть продольного разреза предложенного насоса в момент движения плунжера вверх; на фиг.2 - нижняя часть того же разреза насоса; на фиг.3 - вынесенное сечение на фиг.1; на фиг.4 - сечение по линии А-А на фиг.1; на фиг.5 - вынесенное сечение на фиг.1; на фиг.6 - продольный разрез насоса в момент движения плунжера вниз.Figure 1 shows the upper part of a longitudinal section of the proposed pump at the time of movement of the plunger up; figure 2 - the lower part of the same section of the pump; figure 3 is a rendered section in figure 1; figure 4 is a section along the line aa in figure 1; figure 5 is a rendered section in figure 1; figure 6 is a longitudinal section of the pump at the time of movement of the plunger down.
Цилиндр 1 (фиг.2) связан с колонной насосно-компрессорных труб 2 (НКТ) через муфту 3, снабжен приемным каналом 4 и заглушенным концом (не показан). В другом случае приемный канал 4 может быть представлен в виде приемного (всасывающего) клапана с центральным или боковым расположением в классическом его исполнении с "плавающим" шариком, седлом и т.д. Внутри цилиндра 1 установлен с возможностью возвратно-поступательного движения полый плунжер 5, соединенный с приводной колонной насосных штанг 6 (фиг.1) через плунжерную муфту 7 (фиг.2) и переходник 8 (фиг.1). В нижнем конце плунжера 5 установлен нагнетательный клапан 9, выполненный в виде плавающего и пустотелого шарика, расположенного в клапанной полости корпуса 10 над седлом 11, зафиксированным держателем 12 седла. Насос снабжен приемным фильтром 13, установленным на уровне приемного канала 4 в цилиндре 1 посредством муфты 14.Cylinder 1 (Fig. 2) is connected to the tubing string 2 (tubing) through a
Глубинный штанговый насос снабжен преобразователем направления движения колонны насосных штанг (в дальнейшем - преобразователь), установленным между плунжером 5 и колонной насосных штанг 6, выполненным в виде плоского механизма, состоящего из коромысла 15 (фиг.1, 4) с осью 16, расположенной в корпусе преобразователя 17. Концы коромысла 15 соединены шарнирно со штоком 18 и штоком-толкателем 19 посредством тяг 20, установленных шарнирно на соответствующих осях 21. Шток-толкатель 19, вес которого не меньше значения расчетного усилия, необходимого для принудительного закрытия шарика нагнетательного клапана, снабжен центраторами 22, 23 (фиг.1, 2), предусмотренными в корпусе 17 преобразователя и корпусе 10 нагнетательного клапана, соответственно. Центратор 22 расположен в корпусе 17 преобразователя с возможностью возвратно-поступательного движения в пределах рабочего хода шарика 9 нагнетательного клапана, имеет в нижнем конце внутреннюю расточку 24 под головку 25 штока-толкателя 19. В верхней части центратор 22 заканчивается сдвоенными ушками с отверстиями под ось 21.The deep-well sucker-rod pump is equipped with a transducer for the direction of movement of the string of sucker rods (hereinafter referred to as the transducer) installed between the
Нижний конец корпуса 17 (фиг.1) преобразователя соединен с плунжерной муфтой 7 с наружной проточкой под сливаемую из НКТ жидкость, а верхний конец - накидным ограничителем 26 посредством резьбового соединения. Внутренняя полость накидного ограничителя 26 выполнена ступенчатой из цилиндрической 27 и квадратной 28 (фиг.1, 3) частей под соответствующие несущий кольцевой выступ 29 и квадрат 30 штока 18, соединенного в свою очередь с колонной насосных штанг 6 через переходник 8. Шток 18 и шток-толкатель 19 (фиг.1) в пределах рабочего хода шарика 9 нагнетательного клапана имеют возможность возвратно-поступательного движения в противоположных друг относительно друга направлениях благодаря связывающему их между собой плоскому механизму, преобразователю направления движения колонны насосных штанг 6. Квадратный разъем (фиг.3) штока 18 и накидного ограничителя 26 служит для передачи крутящего момента, передаваемого штанговращателем (не показан), установленным на устье скважины.The lower end of the housing 17 (Fig. 1) of the transducer is connected to a
Для прохождения добываемой жидкости, создания условий для работы плоского механизма в корпусе 17 преобразователя предусмотрены внутренние 31 и наружные 32 пазы (фиг.1, 3, 4), а также отверстия 33. Каналы 34 предназначены для слива жидкости из НКТ при их подъеме на устье скважины в случаях обрыва, отворота насосных штанг и деталей плунжера. При этом необходимо, чтобы плунжер 5 (фиг.2) вместе с корпусом 17 преобразователя своим выступом 35 (фиг.1, 5) сел на кольцевой выступ 36 (фиг.2), предусмотренный в муфте 3. Тогда плунжер 5 оказывается ниже приемного канала 4 (фиг.2) и открывается путь для слива жидкости, находящейся в колонне НКТ.For the passage of the produced fluid, the creation of conditions for the operation of the flat mechanism in the
Насос работает следующим образом.The pump operates as follows.
Представим, что плунжер 5 (фиг.2), двигаясь вверх, дошел до верхней мертвой точки, как это изображено на фиг.1. При движении колонны насосных штанг 6 вниз шток 18 (фиг.1) также смещается вниз сначала относительно плунжера 5 (фиг.2) на величину рабочего хода шарика 9 нагнетательного клапана, т.к., во-первых, между плунжером 5 и цилиндром 1 имеет место значительная сила трения, во-вторых, плунжерная пара сама по себе инерционна и поэтому старается сохранить состояние покоя. При этом коромысло 15 (фиг.1) одновременно поворачивается на некоторый угол α и занимает положение 37, увлекая за собой вверх подвешенный на другом конце коромысла 15 центратор 22 со штоком-толкателем 19, зацепив последний за головку 25 (фиг.6). Пустотелый шарик 9 нагнетательного клапана неотступно следит за штоком-толкателем 19 и поднимается вверх, занимая положение "Открыто", что зависит от физико-химического состояния добываемой жидкости. Кольцевой выступ 29 штока 18 упирается в верхний торец корпуса 17 преобразователя и связанный с ним плунжер 5 приводится в движение вниз, поворачивая коромысло 15 на угол α из исходного положения (фиг.1) в положение 37 (фиг.6). При этом пустотелый шарик 9 нагнетательного клапана, если еще не открылся, то обязательно откроется и находящаяся в подплунжерной части цилиндра 1 жидкость через открытый нагнетательный клапан перетечет в надплунжерную полость, через предусмотренные в корпусе 17 преобразователя отверстия 33, внутренние 31 и наружные 32 (фиг.3, 4) пазы.Imagine that the plunger 5 (figure 2), moving up, reached the top dead center, as shown in figure 1. When the column of pump rods 6 moves down, the rod 18 (Fig. 1) also first shifts downward relative to the plunger 5 (Fig. 2) by the working stroke of the
При движении колонны насосных штанг 6 (фиг.1, 2) вверх сначала шток 18 смещается вверх на величину рабочего хода шарика 9 нагнетательного клапана до соприкосновения несущего кольцевого выступа 29 с накидным ограничителем 26, причем одновременно коромысло 15 поворачивается вокруг своей оси 16 на угол α и занимает положение, изображенное на фиг.1, а шток-толкатель 19 вместе с центратором 22 опускается вниз на величину рабочего хода шарика 9 нагнетательного клапана, принудительно усаживая шарик 9 в его седло 11 (фиг.2). Если при этом под шарик 9 нагнетательного клапана попал какой-нибудь твердый предмет (кусок породы, металлическая стружка, град после электродуговой сварки, фрагмент внутреннего покрытия ПКТ и т.д.), то шток-толкатель 19 вместе с шариком 9 полностью не опускаются вниз, а занимают промежуточное положение 38 (фиг.1). Причина отказа нагнетательного клапана в подобных случаях устраняется в последующих циклах работы клапана, при легкооткрывающемся шарике 9 попавший под него мусор уносится потоком добываемой жидкости.When the column of the sucker rods 6 (Figs. 1, 2) moves upward, the
Дальнейшее движение колонны насосных штанг 6 (фиг.1) вместе с плунжером 5 (фиг.2) происходит при закрытом положении шарика 9 нагнетательного клапана на всем пути движения плунжера вверх до верхней мертвой точки, при котором происходит нагнетание надплунжерной жидкости в колонну НКТ 2 (фиг.2), а под плунжером 5 в цилиндре 1 создается вакуум. Но как только при движении вверх плунжер 5 проходит приемный канал 4, в цилиндре 1 происходит интенсивное его заполнение добываемой жидкостью через приемный канал 4, после чего колонна насосных штанг снова повторяет очередной цикл движения вниз и т.д. Далее процесс повторяется.The further movement of the string of pump rods 6 (Fig. 1) together with the plunger 5 (Fig. 2) occurs when the
Нагнетательный клапан предложенного насоса управляется специальным преобразователем направления движения колонны насосных штанг упрощенной конструкции в сочетании с пустотелым шариком нагнетательного клапана, закрытие которого осуществляется принудительно и расчетным усилием в режиме работы насоса, что позволяет повысить надежность работы и коэффициент полезного действия глубинного штангового насоса.The discharge valve of the proposed pump is controlled by a special converter of the direction of movement of the string of pump rods of a simplified design in combination with a hollow ball of the discharge valve, which is closed by force and by the calculated force in the pump operating mode, which improves the reliability and efficiency of the deep-well pump.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2003136205/06A RU2253751C1 (en) | 2003-12-15 | 2003-12-15 | Deep-well sucker-rod pump |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2003136205/06A RU2253751C1 (en) | 2003-12-15 | 2003-12-15 | Deep-well sucker-rod pump |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2253751C1 true RU2253751C1 (en) | 2005-06-10 |
Family
ID=35834551
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2003136205/06A RU2253751C1 (en) | 2003-12-15 | 2003-12-15 | Deep-well sucker-rod pump |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2253751C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN111219165A (en) * | 2020-03-23 | 2020-06-02 | 辽宁新华仪器有限公司 | Repeated triggering type blowout-preventing reversing tool under pump |
-
2003
- 2003-12-15 RU RU2003136205/06A patent/RU2253751C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
EP 0158839 A1, 23 10.1985. * |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN111219165A (en) * | 2020-03-23 | 2020-06-02 | 辽宁新华仪器有限公司 | Repeated triggering type blowout-preventing reversing tool under pump |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US6007314A (en) | Downhole pump with standing valve assembly which guides the ball off-center | |
US4848454A (en) | Downhole tool for use with a ball and seat traveling valve for a fluid pump | |
AU712654B2 (en) | Ball and seat valve assembly and downhole pump utilizing said valve assembly | |
US6145590A (en) | Device for removing sand from pump plungers | |
US5628624A (en) | Pump barrel valve assembly including seal/actuator element | |
US5893708A (en) | Rotating piston for ball and seat valve assembly and downhole pump utilizing said valve assembly | |
CN1904363A (en) | Method and device of improving effect of rod oil pump and realizing energy saving of rod oil pump | |
CN201554633U (en) | Falling object protective oil pump capable of performing annulus logging | |
RU2253751C1 (en) | Deep-well sucker-rod pump | |
RU2233995C1 (en) | Deep-well sucker-rod pump | |
RU62658U1 (en) | PRODUCT FOR WAVE INFLUENCE ON PRODUCTIVE LAYER | |
RU2258837C2 (en) | Method of and device to provide operation of suction valve of deep-well sucker-rod pump | |
CA2357886C (en) | Travelling valve assembly for a fluid pump | |
RU2232293C1 (en) | Sucker-rod deep-well pump | |
RU2211373C1 (en) | Sucker-rod well pump | |
CN110905467B (en) | Injection and production dual-purpose tubular column structure | |
RU2462616C1 (en) | Bottom-hole pump | |
RU2258836C2 (en) | Method of and device to provide operation of suction valve of deep-well sucker-rod pump | |
CN2866900Y (en) | Efficient energy-saving rod oil-well pump | |
US11454234B2 (en) | Mechanically actuated travelling plug valve | |
RU53737U1 (en) | DEPTH BAR PIPE PUMP WITH REMOVABLE SUCTION VALVE | |
RU2208704C2 (en) | Insert oil-well sucker-rod pump | |
RU1823916C (en) | Well sucker-rod pump | |
RU60976U1 (en) | DEVICE FOR DRAINING LIQUID FROM PUMP AND COMPRESSOR PIPES | |
RU2301321C2 (en) | Anchor packer |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20061216 |
|
NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20090220 |
|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20121216 |