RU2361115C1 - Bottomhole pump set for product lifting along well flow string - Google Patents

Bottomhole pump set for product lifting along well flow string Download PDF

Info

Publication number
RU2361115C1
RU2361115C1 RU2008112335/06A RU2008112335A RU2361115C1 RU 2361115 C1 RU2361115 C1 RU 2361115C1 RU 2008112335/06 A RU2008112335/06 A RU 2008112335/06A RU 2008112335 A RU2008112335 A RU 2008112335A RU 2361115 C1 RU2361115 C1 RU 2361115C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
packer
cylinder
tailpiece
shank
well
Prior art date
Application number
RU2008112335/06A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Владимир Михайлович Валовский (RU)
Владимир Михайлович Валовский
Георгий Юрьевич Басос (RU)
Георгий Юрьевич Басос
Константин Владимирович Валовский (RU)
Константин Владимирович Валовский
Любовь Владимировна Осипова (RU)
Любовь Владимировна Осипова
Original Assignee
Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина filed Critical Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority to RU2008112335/06A priority Critical patent/RU2361115C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2361115C1 publication Critical patent/RU2361115C1/en

Links

Images

Abstract

FIELD: engines and pumps.
SUBSTANCE: invention is related to oil production industry and may be used for operation of production wells, including the ones with highly viscous produce, and also in wells of small diametre. Bottomhole pump set includes sucker-rod pump comprising cylinder, receiving valve, plunger with controlled injection valve, which is connected to string of pump rods with positioners, packer and relief device. Downstream relief device hollow tailpiece is arranged, which consists of upper and lower parts. Additional relief device is located in tailpiece. Packer is arranged in the form of self-sealing collars with distance between neighboring self-sealing collars that exceeds distance between ends of pipes in coupler joints of flow string, and support. Downstream packer and upstream support tailpiece is equipped with side holes. Additional relief device is arranged in the form of cylinder connected to lower part of tailpiece, with side channels that communicate to internal cavity of tailpiece and hollow piston connected to upper part of tailpiece, with the possibility of limited axial displacement downwards relative to cylinder with tight overlapping of connection between side channels of cylinder and internal cavity of tailpiece.
EFFECT: provides for considerable reduction of laboriousness of installation -dismantling and makes it possible to reduce time required for set lowering-lifting in well, and also to expand field of its application due to possibility to use it in wells of small diametre.
2 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для эксплуатации добывающих скважин, в том числе с высоковязкой продукцией, а также в скважинах малого диаметра.The invention relates to the oil industry and can be used for the operation of producing wells, including highly viscous products, as well as in small diameter wells.

Известна глубинно-насосная установка с насосом обсадной трубы (Добыча нефти глубинными штанговыми насосами. Шеллер-Блекманн ГМБХ, Терниц, Австрия, 1988, - стр.24). Глубинно-насосная установка содержит скважинный насос с узлом крепления, колонну насосных штанг с центраторами и якорный пакер, установленный в обсадной трубе скважины. Штанговый насос опускается в скважину на колонне насосных штанг, и на заданной глубине узел крепления фиксируется в якорном пакере. При работе насоса подъем продукции скважины осуществляется по колонне обсадных труб.A well-known deep-well pumping unit with a casing pump (Oil production by deep-well sucker rod pumps. Scheller-Bleckmann GMBH, Ternitz, Austria, 1988, p. 24). The downhole pump installation includes a borehole pump with a mount, a string of pump rods with centralizers, and an anchor packer installed in the casing of the well. The sucker rod pump is lowered into the well on the string of sucker rods, and at a given depth, the attachment point is fixed in the anchor packer. When the pump is running, the well production is lifted along the casing string.

Недостатки глубинно-насосной установки:Disadvantages of a downhole pump installation:

- невозможность глушения скважины при проведении ремонта предполагает использование установки только на скважинах, имеющих пластовое давление ниже гидростатического, что сужает область применения установки;- the impossibility of killing a well during repair involves the use of the installation only in wells having reservoir pressure below hydrostatic, which narrows the scope of the installation;

- низкий коэффициент наполнения штангового насоса, поскольку весь газ, поступающий из продуктивного пласта вместе с жидкостью, попадает в насос, так как якорный пакер отсекает фильтровую полость скважины от нагнетательной.- low filling coefficient of the sucker rod pump, since all the gas coming from the reservoir together with the liquid enters the pump, since the anchor packer cuts the filter cavity of the well from the injection.

Наиболее близкой по технической сущности и достигаемому результату является «Глубинно-насосная установка для эксплуатации добывающих скважин» (патент RU №33180, F04B 47/02, опубл. Бюл. №28 от 10.10.2003 г.), включающая штанговый насос, содержащий цилиндр, приемный клапан, плунжер с управляемым нагнетательным клапаном, присоединенный к колонне насосных штанг с центраторами, узел крепления, якорный пакер и перепускное устройство, размещенное между приемным клапаном и узлом крепления.The closest in technical essence and the achieved result is a "Deep-pumping unit for the operation of producing wells" (patent RU No. 33180, F04B 47/02, publ. Bull. No. 28 from 10.10.2003), including a sucker rod pump containing a cylinder , a receiving valve, a plunger with a controlled discharge valve, attached to the column of sucker rods with centralizers, a mounting unit, an anchor packer and a bypass device located between the receiving valve and the mounting unit.

Недостатком установки является высокая трудоемкость монтажа, а при необходимости и демонтажа якорного пакера на заданной глубине. Кроме того, в скважинах малого диаметра монтаж якорного пакера невозможен, что сужает область применения установки.The disadvantage of the installation is the high complexity of the installation, and if necessary, the dismantling of the anchor packer at a given depth. In addition, in small diameter wells, the installation of an anchor packer is not possible, which narrows the scope of the installation.

Технической задачей изобретения является снижение трудоемкости монтажа-демонтажа и сокращение времени спуска-подъема установки в скважине, а также расширение области ее применения за счет возможности использования в скважинах малого диаметра.An object of the invention is to reduce the complexity of installation-dismantling and reducing the time of the lowering and lifting of the installation in the well, as well as expanding the scope of its application due to the possibility of using small diameter wells.

Техническая задача решается глубинно-насосной установкой, включающей штанговый насос, содержащий цилиндр, приемный клапан, плунжер с управляемым нагнетательным клапаном, присоединенный к колонне насосных штанг с центраторами, пакер и перепускное устройство.The technical problem is solved by a downhole pump installation including a sucker rod pump containing a cylinder, a suction valve, a plunger with a controlled discharge valve, connected to a string of pump rods with centralizers, a packer and a bypass device.

Новым является то, что глубинно-насосная установка ниже перепускного устройства снабжена полым хвостовиком, состоящим из верхней и нижней частей, с дополнительным перепускным устройством, пакером, выполненным в виде самоуплотняющихся манжет с расстоянием между рядом расположенными самоуплотняющимися манжетами, превышающим расстояние между торцами труб в муфтовых соединениях эксплуатационной колонны, и упором, причем ниже пакера и выше упора хвостовик снабжен боковыми отверстиями, а дополнительное перепускное устройство выполнено в виде цилиндра, соединенного с нижней частью хвостовика, с боковыми каналами, сообщающимися с внутренней полостью хвостовика, и полого поршня, соединенного с верхней частью хвостовика, с возможностью ограниченного осевого перемещения вниз относительно цилиндра с герметичным перекрытием сообщения между боковыми каналами цилиндра и внутренней полостью хвостовика.New is that the deep-pumping unit below the bypass device is equipped with a hollow shank consisting of upper and lower parts, with an additional bypass device, a packer made in the form of self-sealing cuffs with a distance between adjacent self-sealing cuffs exceeding the distance between the ends of the pipes in the coupling the connections of the production casing and the stop, and below the packer and above the stop, the shank is provided with side openings, and an additional bypass device is made in in the form of a cylinder connected to the lower part of the shank, with side channels communicating with the inner cavity of the shank, and a hollow piston connected to the upper part of the shank, with the possibility of limited axial movement downward relative to the cylinder with hermetic overlap of the message between the side channels of the cylinder and the inner cavity of the shank.

На фиг.1 схематично показан общий вид глубинно-насосной установки, на фиг.2 - то же, при ее спуске-подъеме в скважине.Figure 1 schematically shows a General view of a deep-well pumping installation, figure 2 is the same when it is lowering-rising in the well.

Глубинно-насосная установка (см. фиг.1) включает штанговый насос 1, состоящий из цилиндра 2, приемного клапана 3, плунжера 4 с управляемым нагнетательным клапаном 5, присоединенного к колонне насосных штанг 6 с центраторами 7. Под приемным клапаном 3 расположено перепускное устройство 8. Ниже перепускного устройства 8 расположен полый хвостовик 9, состоящий из верхней 10 и нижней 11 частей. На нижней части 11 хвостовика 9 расположен пакер 12, выполненный в виде самоуплотняющихся манжет 13, и упор 14. Ниже пакера 12 и выше упора 14 хвостовик снабжен боковыми отверстиями 15 и 16. На хвостовике 9 расположено дополнительное перепускное устройство 17, выполненное в виде цилиндра 18, соединенного с нижней частью 11 хвостовика 9, с боковыми каналами 19 (см. фиг.2), сообщающимися с внутренней полостью 21 хвостовика 9, и полого поршня 20, соединенного с верхней частью 10 хвостовика 9. Полый поршень 20 выполнен с возможностью ограниченного осевого перемещения вниз относительно цилиндра 18 (см. фиг.1). Ограниченность осевого перемещения полого плунжера 20 может быть достигнута сужениями 22 и 23, выполненными на концах цилиндра 18. Герметичность перекрытия сообщения между боковыми каналами 19 и внутренней полостью 21 хвостовика 9 может быть достигнута несколькими вариантами выполнения, например перекрытием боковых каналов 19 цилиндра 18 наружной цилиндрической поверхностью полого поршня 20 (см. фиг.1) либо взаимодействием нижнего конца полого поршня с нижним сужением цилиндра с применением уплотнительных материалов (не показано).The downhole pumping unit (see Fig. 1) includes a sucker-rod pump 1, consisting of a cylinder 2, a suction valve 3, a plunger 4 with a controllable discharge valve 5 connected to a string of pump rods 6 with centralizers 7. Underneath the suction valve 3, a bypass device 8. Below the bypass device 8 is a hollow shank 9, consisting of the upper 10 and lower 11 parts. On the lower part 11 of the shank 9 there is a packer 12, made in the form of self-sealing cuffs 13, and a stop 14. Below the packer 12 and above the stop 14, the shank is provided with side holes 15 and 16. An additional bypass device 17, made in the form of a cylinder 18, is located on the shank 9 connected to the lower part 11 of the shank 9, with side channels 19 (see figure 2), communicating with the inner cavity 21 of the shank 9, and a hollow piston 20 connected to the upper part 10 of the shank 9. The hollow piston 20 is made limited axial moving downward relative to the cylinder 18 (see FIG. 1). The axial displacement of the hollow plunger 20 can be achieved by the constrictions 22 and 23 made at the ends of the cylinder 18. The tightness of the overlap between the side channels 19 and the inner cavity 21 of the shank 9 can be achieved by several options, for example, the lateral channels 19 of the cylinder 18 are blocked by an external cylindrical surface hollow piston 20 (see figure 1) or by the interaction of the lower end of the hollow piston with the lower narrowing of the cylinder using sealing materials (not shown).

Глубинно-насосная установка работает следующим образом. Глубинно-насосную установку собирают на месте эксплуатации и на колонне насосных штанг 6 (см. фиг.2), спускают в скважину 24. При спуске оборудования цилиндр 18, соединенный с нижней частью 11 хвостовика 9, под действием силы тяжести висит на полом поршне 20, соединенным с верхней частью 10 хвостовика 9, при этом полый поршень 20 взаимодействует с сужением 22 цилиндра 18. В таком положении полого поршня 20 относительно цилиндра 18 боковые каналы 19 дополнительного перепускного устройства 17 открыты, и через них полость 21 хвостовика 9 сообщается с полостью 25 скважины 24, расположенной над пакером 12. Жидкость, находящаяся в скважине 24, перетекает через боковое отверстие 15 хвостовика 9 по его полости 21 и далее через отверстия 19 дополнительного перепускного устройства 17 в полость 25 скважины 24.The downhole pumping unit operates as follows. The downhole pump installation is assembled at the operating site and on the string of pump rods 6 (see FIG. 2), lowered into the well 24. When the equipment is lowered, the cylinder 18 connected to the lower part 11 of the shank 9 hangs on the hollow piston 20 under the action of gravity connected to the upper part 10 of the shank 9, while the hollow piston 20 interacts with the narrowing 22 of the cylinder 18. In this position of the hollow piston 20 relative to the cylinder 18, the side channels 19 of the additional bypass device 17 are open, and through them the cavity 21 of the shank 9 communicates with the cavity 25 well 24 located above the packer 12. The fluid located in the well 24 flows through the side hole 15 of the shank 9 through its cavity 21 and then through the holes 19 of the additional bypass device 17 into the cavity 25 of the well 24.

В конце спуска оборудования нижняя часть 11 хвостовика 9 (см. фиг.1) через упор 14 устанавливается на забое 26 скважины 24. Полый поршень 20, соединенный с верхней частью 10 хвостовика 9, продолжает перемещение относительно цилиндра 18, установленного на нижней части 11 хвостовика 9, и упирается в сужение 23 цилиндра 18. В таком положении полого поршня 20 относительно цилиндра 18 герметично перекрывается сообщение между боковыми каналами 19 цилиндра 18 и внутренней полостью 21 хвостовика 9. При этом полость 25 скважины 24, расположенная над пакером 12, надежно разобщается с полостью 27 скважины 24, расположенной под пакером 12.At the end of the descent of the equipment, the lower part 11 of the shank 9 (see Fig. 1) is installed through the stop 14 on the bottom 26 of the well 24. The hollow piston 20 connected to the upper part 10 of the shank 9 continues to move relative to the cylinder 18 mounted on the lower part 11 of the shank 9, and abuts against the narrowing 23 of the cylinder 18. In this position of the hollow piston 20 relative to the cylinder 18, the communication between the side channels 19 of the cylinder 18 and the inner cavity 21 of the liner 9 is tightly closed. The cavity 25 of the well 24 located above the packer 12 is reliably communicates with the cavity 27 of the well 24, located under the packer 12.

После подгонки длины колонны насосных штанг 6 глубинно-насосная установка пускается в работу. Привод (не показан) через колонну насосных штанг 6 с центраторами 7 передает плунжеру 4 возвратно-поступательное движение. Продукция скважины и весь выходящий из продуктивного пласта 28 газ поступают в штанговый насос 1 из подпакерной полости 27 скважины 24 через боковые отверстия 15 по полости 21 хвостовика 9 и нагнетаются в надпакерную полость 25 скважины 24, по которой осуществляется подъем продукции к устью 29 и далее в напорную линию.After adjusting the length of the string of pump rods 6, the submersible pumping unit is put into operation. The drive (not shown) through the column of sucker rods 6 with centralizers 7 transmits to the plunger 4 reciprocating motion. Well products and all gas leaving the producing formation 28 enter the sucker rod pump 1 from the under-packer cavity 27 of the well 24 through the side openings 15 through the cavity 21 of the liner 9 and are pumped into the over-pack cavity 25 of the well 24, through which the product is lifted to the wellhead 29 and then to pressure line.

Далее циклы работы повторяются.Further work cycles are repeated.

Центраторы 7 предотвращают взаимное соприкосновение и износ колонны насосных штанг 6 и внутренней поверхности стенок скважины 24.Centralizers 7 prevent mutual contact and wear of the string of pump rods 6 and the inner surface of the walls of the well 24.

В плунжере 4 применен управляемый нагнетательный клапан 5, открывающийся в начале движения хода колонны штанг 6 вниз независимо от перепада давления над и под нагнетательным клапаном 5, что достигается жесткой связью запирающего элемента управляемого нагнетательного клапана 5 с колонной насосных штанг 6. При этом попавший в штанговый насос 1 вместе с продукцией газ через открытый управляемый нагнетательный клапан 5 поступает в надпакерную полость 25 скважины 24. Применение плунжера 4 с управляемым нагнетательным клапаном 5 позволяет уменьшить вредное влияние газа на работоспособность и производительность насоса 1. С началом хода колонны насосных штанг 6 вверх нагнетательный клапан 5 закрывается, давление под плунжером 4 снижается, открывается приемный клапан 3 и продукция скважины поступает в насос 1.In the plunger 4, a controlled discharge valve 5 is used, which opens at the beginning of the movement of the column string 6 downward regardless of the pressure drop above and below the discharge valve 5, which is achieved by tight connection of the locking element of the controlled discharge valve 5 with the column of pump rods 6. At the same time, it falls into the rod the pump 1 together with the production of gas through an open controlled discharge valve 5 enters the nadpakerny cavity 25 of the well 24. The use of a plunger 4 with a controlled discharge valve 5 allows to reduce s detrimental effect on the gas efficiency and performance of the pump 1. Since the beginning stroke of the rod string 6 upward discharge valve 5 closes, the pressure decreases below the plunger 4 opens receiving valve 3 and the well production enters the pump 1.

Под приемным клапаном 3 штангового насоса 1 расположено перепускное устройство 8, которое позволяет при ремонте скважины 24 произвести ее глушение. Жидкость глушения под давлением подается в надпакерную полость 25 скважины 24 с устья 29, и при создании величины избыточного давления в надпакерной полости 25 выше расчетной допустимой перепускное устройство 8 срабатывает (например, разрушается мембрана 30), надпакерная полость 25 скважины 24 сообщается с полостью 21 хвостовика 9 и через его боковые отверстия 15 с подпакерной полостью 27 скважины 24, при этом жидкость, находящаяся в скважине 24, продавливается в продуктивный пласт 28 и замещается жидкостью глушения.A bypass device 8 is located under the suction valve 3 of the sucker rod pump 1, which allows killing during the repair of the well 24. Muffler under pressure is supplied to the over-packer cavity 25 of the well 24 from the wellhead 29, and when the overpressure in the over-packer cavity 25 is created higher than the calculated allowable bypass, the bypass device 8 is activated (for example, the membrane 30 is destroyed), the over-packer cavity 25 of the well 24 communicates with the cavity 21 of the liner 9 and through its side openings 15 with a sub-packer cavity 27 of the well 24, while the fluid in the well 24 is forced into the reservoir 28 and replaced by a kill fluid.

Дополнительное перепускное устройство 17, установленное над самоуплотняющимся пакером 12, позволяет при спуске-подъеме оборудования сообщать надпакерную 25 (см. фиг.2) и подпакерную 27 полости скважины 24, что исключает поршневание жидкости пакером 12 при перемещениях оборудования по стволу скважины 24. Это значительно сокращает время спуска оборудования в скважину 24 при монтаже, а при демонтаже позволяет извлечь все оборудование из скважины 24 обычной колонной насосных штанг 6, потому что она не нагружается весом столба жидкости в скважине 24. По этой же причине не происходит загрязнение приустьевой площадки скважинной жидкостью, поскольку вся жидкость остается в скважине 24.An additional bypass device 17, mounted above the self-sealing packer 12, allows you to inform the packer 25 (see Fig. 2) and the packer 27 of the well cavity 24 when lowering and raising the equipment, which eliminates the fluid being pinched by the packer 12 when the equipment moves along the wellbore 24. This is significant reduces the time of lowering the equipment into the well 24 during installation, and during dismantling, it allows you to remove all the equipment from the well 24 with an ordinary column of pump rods 6, because it is not loaded by the weight of the liquid column in the well 24. for the same reason, the wellhead area is not contaminated with well fluid since all fluid remains in the well 24.

Выполнение пакера 12 с самоуплотняющимися манжетами 13 позволяет исключить дополнительную операцию по посадке пакера на заданной глубине в скважине 24 с помощью специального инструмента, спускаемого на колонне труб, а затем извлечение этого инструмента, а также расширить область применения установки в скважинах малого диаметра, где применение инструмента по посадке пакера затруднительно или невозможно.The implementation of the packer 12 with self-sealing cuffs 13 eliminates the additional operation of landing the packer at a given depth in the well 24 using a special tool, lowered on the pipe string, and then removing this tool, as well as expanding the scope of the installation in small diameter wells, where the use of the tool landing a packer is difficult or impossible.

Пакер 12 содержит не менее двух самоуплотняющихся манжет 13, причем расстояние между рядом расположенными манжетами превышает расстояние между торцами труб в муфтовых соединениях (на фиг. не показаны) эксплуатационной колонны 31 скважины 24, что позволяет исключить такую трудоемкую и дорогостоящую операцию, как определение нахождения муфтового стыка труб эксплуатационной колонны 31, а также дает возможность избежать тщательной подгонки длины хвостовика 9, поскольку даже если одна из самоуплотняющихся манжет 13 пакера 12 случайно окажется в муфтовом соединении труб, то вторая надежно разобщит надпакерную 25 и подпакерную 27 полости скважины 24. При пуске установки в работу давление жидкости в надпакерной полости 25 превысит давление жидкости в подпакерной полости 27, и чем больше будет перепад давления над и под пакером 12, тем с большим усилием самоуплотняющиеся манжеты 13 будут поджиматься к стенкам эксплуатационной колонны 31, обеспечивая герметичное разобщение вышеупомянутых полостей скважины 24.The packer 12 contains at least two self-sealing cuffs 13, and the distance between adjacent cuffs exceeds the distance between the ends of the pipes in the coupling joints (not shown) of the production casing 31 of the well 24, which eliminates such a time-consuming and costly operation as determining the location of the coupling the junction of the production casing 31, and also makes it possible to avoid a careful adjustment of the length of the shank 9, because even if one of the self-sealing cuffs 13 of the packer 12 accidentally ends up in m pipe connection, the second will reliably disconnect the overpacker 25 and subpacker 27 of the well cavity 24. When the unit is put into operation, the fluid pressure in the overpacker cavity 25 will exceed the fluid pressure in the subpacker cavity 27, and the greater the pressure drop above and below the packer 12, the with great effort, the self-sealing cuffs 13 will be pressed against the walls of the production string 31, providing a tight separation of the aforementioned cavity of the well 24.

Применение хвостовика 9, упирающегося на забой 26 скважины 24, позволяет установить скважинное оборудование на заданной глубине в скважине 24 и исключает его самопроизвольное перемещение под действием динамических нагрузок, возникающих при работе глубинно-насосной установки. Общая длина хвостовика 9 определяется расстоянием от забоя 26 скважины 24 до заданного места расположения штангового насоса 1, длина же нижней части 11 хвостовика 9 должна обеспечивать расположение пакера 12 в скважине 24 выше продуктивного пласта 28. На нижнем конце хвостовика 9 установлен упор 14, увеличивающий площадь опоры и соответственно уменьшающий удельное давление от веса оборудования и столба жидкости в скважине 24 на забой 26. Отверстия 16, выполненные на нижнем конце хвостовика 9, позволяют скважинной жидкости слиться из полости 21 хвостовика 9 при извлечении оборудования из скважины 24 и предотвратить загрязнение приустьевой площадки.The use of the shank 9, which rests on the bottom 26 of the well 24, allows you to install the downhole equipment at a given depth in the well 24 and eliminates its spontaneous movement under the action of dynamic loads that occur during the operation of the downhole pump unit. The total length of the shank 9 is determined by the distance from the bottom face 26 of the well 24 to the predetermined location of the rod pump 1, while the length of the lower part 11 of the shank 9 should ensure the location of the packer 12 in the well 24 above the reservoir 28. An emphasis 14 is installed at the lower end of the shank 9, increasing the area supports and, accordingly, reducing the specific pressure from the weight of the equipment and the fluid column in the well 24 to the bottom 26. Holes 16, made at the lower end of the shank 9, allow the well fluid to merge from the cavity 21 ika 9 when removing equipment from the hole 24 and prevent contamination of the wellhead platform.

Использование предлагаемой глубинно-насосной установки для подъема продукции по эксплуатационной колонне скважины позволяет значительно снизить трудоемкость монтажа-демонтажа и сократить время спуска-подъема установки в скважине, а также расширить область ее применения за счет возможности использования в скважинах малого диаметра.Using the proposed deep-well pumping unit for lifting products along the production casing of the well can significantly reduce the complexity of installation-dismantling and reduce the time of launching and lifting the installation in the well, as well as expand its scope due to the possibility of using small diameter wells.

Claims (1)

Глубинно-насосная установка, включающая штанговый насос, содержащий цилиндр, приемный клапан, плунжер с управляемым нагнетательным клапаном, присоединенный к колонне насосных штанг с центраторами, пакер и перепускное устройство, отличающаяся тем, что глубинно-насосная установка ниже перепускного устройства снабжена полым хвостовиком, состоящим из верхней и нижней частей, с дополнительным перепускным устройством, пакером, выполненным в виде самоуплотняющихся манжет с расстоянием между рядом расположенными самоуплотняющимися манжетами, превышающим расстояние между торцами труб в муфтовых соединениях эксплуатационной колонны, и упором, причем ниже пакера и выше упора хвостовик снабжен боковыми отверстиями, а дополнительное перепускное устройство выполнено в виде цилиндра, соединенного с нижней частью хвостовика, с боковыми каналами, сообщающимися с внутренней полостью хвостовика, и полого поршня, соединенного с верхней частью хвостовика, с возможностью ограниченного осевого перемещения вниз относительно цилиндра с герметичным перекрытием сообщения между боковыми каналами цилиндра и внутренней полостью хвостовика. A downhole pump installation including a sucker rod pump comprising a cylinder, a receiving valve, a plunger with a controlled discharge valve, connected to a string of pump rods with centralizers, a packer and a transfer device, characterized in that the downhole pump installation below the transfer device is provided with a hollow shank consisting of from the upper and lower parts, with an additional bypass device, a packer made in the form of self-sealing cuffs with a distance between adjacent self-sealing cuffs more than the distance between the ends of the pipes in the coupling joints of the production string and the stop, and below the packer and above the stop, the shank is provided with side openings, and an additional bypass device is made in the form of a cylinder connected to the lower part of the shank, with side channels communicating with the internal cavity the shank and the hollow piston connected to the upper part of the shank, with the possibility of limited axial movement downward relative to the cylinder with a tight overlap of the message between the side channels and the interior cavity of the cylinder liner.
RU2008112335/06A 2008-03-31 2008-03-31 Bottomhole pump set for product lifting along well flow string RU2361115C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2008112335/06A RU2361115C1 (en) 2008-03-31 2008-03-31 Bottomhole pump set for product lifting along well flow string

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2008112335/06A RU2361115C1 (en) 2008-03-31 2008-03-31 Bottomhole pump set for product lifting along well flow string

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2361115C1 true RU2361115C1 (en) 2009-07-10

Family

ID=41045818

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2008112335/06A RU2361115C1 (en) 2008-03-31 2008-03-31 Bottomhole pump set for product lifting along well flow string

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2361115C1 (en)

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102338073A (en) * 2010-07-19 2012-02-01 山东寿光市坤隆石油机械股份有限公司 Energy-saving oil well pump and installation method
RU2621583C1 (en) * 2016-07-27 2017-06-06 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Deep-well pumping unit for lifting products in production string
CN110905467A (en) * 2018-09-17 2020-03-24 中国石油天然气股份有限公司 Injection and production dual-purpose tubular column structure
RU2738615C1 (en) * 2020-07-13 2020-12-14 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Method for simultaneous separate production of oil from two formations of one well by production string
RU2740375C1 (en) * 2020-08-10 2021-01-13 Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" Well pumping unit with anchor unit for pipeless operation of small-diameter wells

Cited By (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102338073A (en) * 2010-07-19 2012-02-01 山东寿光市坤隆石油机械股份有限公司 Energy-saving oil well pump and installation method
CN102338073B (en) * 2010-07-19 2013-11-27 山东寿光市坤隆石油机械股份有限公司 Energy-saving oil well pump and installation method
RU2621583C1 (en) * 2016-07-27 2017-06-06 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Deep-well pumping unit for lifting products in production string
CN110905467A (en) * 2018-09-17 2020-03-24 中国石油天然气股份有限公司 Injection and production dual-purpose tubular column structure
CN110905467B (en) * 2018-09-17 2022-03-29 中国石油天然气股份有限公司 Injection and production dual-purpose tubular column structure
RU2738615C1 (en) * 2020-07-13 2020-12-14 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Method for simultaneous separate production of oil from two formations of one well by production string
RU2740375C1 (en) * 2020-08-10 2021-01-13 Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" Well pumping unit with anchor unit for pipeless operation of small-diameter wells

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CA2415446C (en) Wellhead hydraulic drive unit
RU2361115C1 (en) Bottomhole pump set for product lifting along well flow string
US20120093663A1 (en) Apparatus and system to actuate and pump well bore liquids from hydrocarbon wells
CA2860169C (en) Reciprocating subsurface pump
RU2405925C1 (en) Oil well pumping unit for simultaneous separate operation of two reservoirs
US10883351B2 (en) Apparatus for transferring a reciprocating movement from a surface machinery to a downhole device and a method of producing well fluids
RU2498058C1 (en) Oil-well sucker-rod pumping unit for water pumping to stratum
RU166549U1 (en) PUMP INSTALLATION FOR OPERATION OF TILT-DIRECTED WELLS WITH A LARGE VERTICAL DISTANCE
WO2010104412A1 (en) Oil well plunger pumping
RU2415302C1 (en) Deep-well pumping unit for tubingless operation of wells
RU2321772C1 (en) Oil-well sucker-rod pump
RU125621U1 (en) INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF LAYERS IN A WELL
RU33180U1 (en) Submersible pumping unit for operation of producing wells
RU2318992C1 (en) Oil well pumping unit for dual reservoir pumping
RU2621583C1 (en) Deep-well pumping unit for lifting products in production string
RU77365U1 (en) EXTENDED WELL PUMP PUMP
RU53737U1 (en) DEPTH BAR PIPE PUMP WITH REMOVABLE SUCTION VALVE
RU99832U1 (en) DEPTH PUMPING UNIT FOR CIRCUITless OPERATION OF WELLS
RU2413875C2 (en) Well pumping unit for simultaneous separate development of two reservoirs
RU59164U1 (en) HYDRAULIC BOREHOLE PUMP UNIT
RU2775325C1 (en) Downhole plunger pump
RU2740375C1 (en) Well pumping unit with anchor unit for pipeless operation of small-diameter wells
RU2704088C1 (en) Deep gas bypass device for well operated by sucker-rod pump
RU131819U1 (en) PUMPING UNIT FOR CIRCULAR WELL-FREE OPERATION
RU2517304C2 (en) Unit for dual bed operation in well