RU2413095C1 - Bore-hole plunger pump - Google Patents
Bore-hole plunger pump Download PDFInfo
- Publication number
- RU2413095C1 RU2413095C1 RU2009140684/06A RU2009140684A RU2413095C1 RU 2413095 C1 RU2413095 C1 RU 2413095C1 RU 2009140684/06 A RU2009140684/06 A RU 2009140684/06A RU 2009140684 A RU2009140684 A RU 2009140684A RU 2413095 C1 RU2413095 C1 RU 2413095C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pump
- chamber
- plunger
- liquid
- fluid
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к насосной технике, используемой при добыче нефти, в частности к погружным скважинным насосам для подъема пластовой жидкости из глубоких скважин с высоким содержанием солей, агрессивных сред и твердых частиц.The invention relates to pumping equipment used in oil production, in particular to submersible borehole pumps for lifting formation fluid from deep wells with a high content of salts, aggressive media and solid particles.
Известна насосная установка для перекачки жидкостей, содержащая емкости, каждая из которых снабжена всасывающим и нагнетательным клапанами, подключенные к всасывающему и нагнетательному трубопроводам, при этом нижняя часть каждой емкости заполнена приводной жидкостью, верхняя часть перекачиваемой жидкостью, а между ними находится слой буферной жидкости (см. авторское свидетельство SU №1023148, кл. F04F 11/00, 15.06.1983).A known pumping unit for pumping liquids containing containers, each of which is equipped with suction and discharge valves, connected to the suction and discharge pipelines, while the lower part of each tank is filled with a drive fluid, the upper part of the pumped fluid, and between them is a layer of buffer fluid (see copyright certificate SU No. 1023148, class F04F 11/00, 06/15/1983).
Однако наличие двух емкостей, независимых друг от друга, а также насоса непрерывного действия с комплексом трубопроводов, клапанов, датчиков и гидроавтоматики, усложняет конструкцию насоса, уменьшает его надежность и делает практически невозможным его применение для подъема жидкости из скважины из-за трудности управления клапанами на потоках приводной и откачиваемой жидкостей. Кроме того, буферная жидкость, состоящая из тех же компонентов, что и приводная и откачиваемая жидкости, быстро перемещается с одной из них и потеряет свойства буферной жидкости.However, the presence of two tanks, independent of each other, as well as a continuous pump with a complex of pipelines, valves, sensors and hydraulic automation, complicates the design of the pump, reduces its reliability and makes it practically impossible to use it to lift fluid from the well due to the difficulty of controlling the valves on drive and pumped fluid flows. In addition, a buffer fluid, consisting of the same components as the drive and pumped fluid, quickly moves from one of them and will lose the properties of the buffer fluid.
Известна насосная глубинная установка, содержащая погружной гидроприводной насос с корпусом и приемной камерой, на входе которой установлен всасывающий клапан, а на выходе - нагнетательный клапан, сообщенный со стороны нагнетания с колонной труб, и привод (см. патент RU №2283970, кл. F04B 47/04, 20.09.2006).A well-known downhole pump installation containing a submersible hydraulic drive pump with a housing and a receiving chamber, at the inlet of which a suction valve is installed, and at the outlet, a discharge valve communicated from the discharge side with a pipe string and a drive (see patent RU No. 2283970, class F04B 47/04, 09/20/2006).
Однако наличие насоса двустороннего действия с комплексом трубопроводов, клапанов, датчиков и гидроавтоматики усложняет конструкцию установки, уменьшает ее надежность. Кроме того, к снижению надежности приводит то, что при откачке агрессивных сред и сред, содержащих твердые примеси, поршень непосредственно взаимодействует с перекачиваемой средой.However, the presence of a double-acting pump with a complex of pipelines, valves, sensors and hydraulic equipment complicates the design of the installation, reduces its reliability. In addition, a decrease in reliability is caused by the fact that when pumping aggressive media and media containing solid impurities, the piston interacts directly with the pumped medium.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является глубинный плунжерный насос, содержащий корпус, насосную камеру с всасывающим клапаном и сообщенную при помощи нагнетательного клапана с колонной насосно-компрессорных труб, управляющую камеру с приводной жидкостью, отделенную при помощи перегородки от насосной камеры, при этом между насосной камерой и управляющей камерой образована полость, заполненная буферной жидкостью с образованием гидрозатвора (см. патент RU №2232260, опубл. 10.07.2004).The closest to the invention in technical essence and the achieved result is a deep plunger pump comprising a housing, a pump chamber with a suction valve and communicated using a discharge valve with a tubing string, a control chamber with a drive fluid, separated by a partition from the pump chamber, while between the pump chamber and the control chamber a cavity is formed, filled with a buffer liquid with the formation of a water seal (see patent RU No. 2232260, publ. 10.07.2004).
Однако энергия устьевого силового насоса передается через гидравлический канал между внутренней стенкой обсадной колонны и наружной стенкой насосно-компрессорных труб и повышение давления в процессе нагнетания в этом гидроканале отрицательно воздействует на герметичность и целостность обсадной колонны, особенно в старых скважинах, а при утечках приводной жидкости энергия устьевого силового насоса не доходит до плунжера. Кроме того, имеют место потери энергии и при сжатии объема жидкости в гидроканале и расширения внутреннего объема насосно-компрессорных труб, причем в случае наличия газа в приводной жидкости энергия устьевого силового насоса также не дойдет до плунжера. Большие потери энергии будут за счет трения гидроцилиндра с обсадной колонной с разрушением стенки последней.However, the energy of the wellhead power pump is transmitted through the hydraulic channel between the inner wall of the casing string and the outer wall of the tubing and pressure increase during injection in this hydraulic channel adversely affects the tightness and integrity of the casing string, especially in old wells, and in case of leakage of the drive fluid, energy wellhead power pump does not reach the plunger. In addition, there are energy losses when compressing the volume of fluid in the hydrochannel and expanding the internal volume of the tubing, and in the case of gas in the drive fluid, the energy of the wellhead power pump also does not reach the plunger. Large energy losses will be due to the friction of the hydraulic cylinder with the casing with the destruction of the wall of the latter.
Задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение, является упрощение конструкции глубинного плунжерного насоса при одновременном исключении контакта перекачиваемой жидкости с плунжером и цилиндром глубинного плунжерного насоса.The problem to which the present invention is directed, is to simplify the design of a deep plunger pump while eliminating contact of the pumped fluid with the plunger and cylinder of the deep plunger pump.
Технический результат заключается в повышении надежности работы глубинного плунжерного насоса и увеличении межремонтного ресурса работы.The technical result is to increase the reliability of the deep plunger pump and increase the overhaul life.
Указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что глубинный плунжерный насос содержит корпус, насосную камеру с всасывающим клапаном и сообщенную при помощи нагнетательного клапана с колонной насосно-компрессорных труб управляющую камеру с приводной жидкостью, отделенную при помощи перегородки от насосной камеры, при этом между насосной камерой и управляющей камерой образована полость, заполненная буферной жидкостью с образованием гидрозатвора, в управляющей камере своей нижней частью расположен плунжер, соединенный посредством штока с колонной штанг, а верхняя часть плунжера размещена в разделительной камере, образованной над управляющей камерой и отделенной от последней цилиндром с, по крайней мере, одним кольцевым уплотнением, охватывающим плунжер, и заполненной разделительной жидкостью, отделенной от находящейся в колонне насосно-компрессорных труб перекачиваемой жидкости свободно перемещающимся разделителем, уплотненным относительно внутренней стенки корпуса и штока соответственно наружным и внутренним кольцевыми уплотнениями.This problem is solved, and the technical result is achieved due to the fact that the deep plunger pump contains a housing, a pump chamber with a suction valve and a control chamber with a drive fluid communicated by means of a discharge valve with a tubing string, separated by a partition from the pump chamber, in this case, a cavity is formed between the pump chamber and the control chamber, filled with a buffer liquid with the formation of a water seal, a plunger is located in its control chamber with its lower part an er connected by means of a rod to the rod string, and the upper part of the plunger is placed in a separation chamber formed above the control chamber and separated from the latter by a cylinder with at least one O-ring covering the plunger and filled with a separation fluid separated from being in the column tubing of the pumped fluid freely moving separator, sealed relative to the inner wall of the housing and rod, respectively, the outer and inner ring seal iyami.
В качестве приводной и разделительной жидкостей может быть применена смазывающая жидкость, например минеральное масло.As drive and separation fluids, a lubricating fluid, such as mineral oil, can be used.
Пространство над свободно перемещающимся разделителем ниже места сообщения насосной камеры с колонной труб предпочтительно частично заполнено буферной жидкостью.The space above the freely moving separator below the place of communication of the pump chamber with the pipe string is preferably partially filled with a buffer liquid.
В качестве буферной жидкости могут быть использованы ртуть, раствор бромида цинка - бромида кальция или жидкость, не смешивающаяся с перекачиваемой и приводной жидкостями или гель, имеющие удельный вес выше, чем у перекачиваемой и приводной жидкостей.Mercury, a solution of zinc bromide — calcium bromide, or a liquid immiscible with the pumped and drive fluids or a gel having a specific gravity higher than that of the pumped and drive fluids can be used as a buffer liquid.
Внутренняя поверхность разделительной камеры и наружная поверхность штока, по которым перемещается разделитель, предпочтительно отполированы.The inner surface of the separation chamber and the outer surface of the rod along which the separator moves are preferably polished.
Внутренняя поверхность разделительной камеры и наружная поверхность штока, омываемые буферной жидкостью, размещенной над разделителем, предпочтительно покрыты материалом, не смачивающимся буферной жидкостью.The inner surface of the separation chamber and the outer surface of the rod, washed by a buffer liquid located above the separator, are preferably coated with a material that is not wettable by the buffer liquid.
На колонне штанг и/или штоке выше уровня буферной жидкости может быть установлен центратор.A centralizer may be installed on the rod string and / or rod above the level of the buffer fluid.
При проведении исследований было выявлено, что выполнение приемной камеры насоса в виде двух камер - насосной и управляющей, разделенных в нижней части гидрозатвором, заполненным буферной жидкостью с удельным весом выше, чем у перекачиваемой и приводной жидкостей (в частности ртутью, раствором бромида цинка - бромида кальция и др.), позволяет перекачивать сильно загрязненные жидкости с большим содержанием твердых частиц и агрессивные среды. Наличие в гидрозатворе не смешиваемой с откачиваемой и приводной жидкостями буферной жидкости в виде жидкости или геля с большим удельным весом исключает попадание перекачиваемой жидкости и ее ингредиентов из насосной камеры в буферную жидкость, а следовательно, и в приводную жидкость. Наличие разделительной жидкости, которая одновременно является смазывающей жидкостью, над верхней частью плунжера, но отделенной от перекачиваемой жидкости подвижным герметичным разделителем, устраняет контакт перекачиваемой жидкости с плунжером, а наличие над подвижным разделителем дополнительного объема тяжелой буферной жидкости предотвращает попадание перекачиваемой жидкости и ее ингредиентов в разделительную жидкость, а также на участки поверхности штанги и внутренней цилиндрической поверхности, по которым движется подвижный разделитель, что, в свою очередь, уменьшает износ уплотнений и увеличивает срок службы насоса.When conducting research, it was found that the implementation of the receiving chamber of the pump in the form of two chambers - the pump chamber and the control chamber, separated in the lower part by a water seal filled with a buffer liquid with a specific gravity higher than that of the pumped and drive fluids (in particular mercury, zinc bromide - bromide solution calcium, etc.), allows you to pump heavily contaminated liquids with a high content of solid particles and aggressive environments. The presence of a buffer liquid in the form of a liquid or gel with a high specific gravity that is not miscible with the pumped and drive fluids prevents the pumped liquid and its ingredients from entering the buffer chamber and, consequently, into the drive fluid. The presence of a separation fluid, which is also a lubricating fluid, above the upper part of the plunger, but separated by a movable sealed separator from the pumped liquid, eliminates the contact of the pumped liquid with the plunger, and the presence of an additional volume of heavy buffer liquid above the movable separator prevents the pumped liquid and its ingredients from entering the separator fluid, as well as on sections of the surface of the rod and the inner cylindrical surface on which the movable th separator, which in turn reduces seal wear and increases pump life.
Глубинный плунжерный насос позволяет работать с высоковязкими нефтями, что расширяет возможности использования парка станков-качалок. Насос может работать при меньшем поступлении откачиваемой жидкости, чем производительность насоса, вплоть до полного отсутствия откачиваемой жидкости и работы насоса «всухую» без его повреждений и перегрева. При потере буферной жидкости гидроприводной насос продолжит работу в режиме обычного плунжерного насоса. Вышеперечисленные преимущества предлагаемого насоса позволяют намного увеличить надежность и межремонтный период насоса, а также расширяют области его применения.The deep plunger pump allows you to work with high viscosity oils, which expands the possibilities of using a fleet of pumping units. The pump can operate with a lower intake of pumped liquid than the pump capacity, up to the complete absence of pumped liquid and the pump runs “dry” without damage and overheating. If the buffer fluid is lost, the hydraulic drive pump will continue to operate as a regular plunger pump. The above advantages of the proposed pump can significantly increase the reliability and overhaul period of the pump, as well as expand the scope of its application.
На чертеже схематически представлен продольный разрез глубинного плунжерного насоса.The drawing schematically shows a longitudinal section of a deep plunger pump.
Глубинный плунжерный насос содержит корпус 1, насосную камеру 2 с всасывающим клапаном 3 и сообщенную при помощи нагнетательного клапана 4 с колонной насосно-компрессорных труб 5, управляющую камеру 6 с приводной жидкостью 7, отделенную при помощи перегородки 8 от насосной камеры 2. Между насосной камерой 2 и управляющей камерой 6 образована полость, заполненная буферной жидкостью 9 с образованием гидрозатвора. В управляющей камере 6 своей нижней частью расположен плунжер 10, соединенный посредством штока 11 с колонной штанг 12, а верхняя часть плунжера 10 размещена в разделительной камере 13, образованной над управляющей камерой и отделенной от последней цилиндром 14 с, по крайней мере, одним кольцевым уплотнением 15, охватывающим плунжер 10, и заполненной разделительной жидкостью 16, отделенной от находящейся в колонне насосно-компрессорных труб 5 перекачиваемой жидкости свободно перемещающимся разделителем 17, уплотненным относительно внутренней стенки корпуса 1 и штока 11 соответственно наружным 18 и внутренним 19 кольцевыми уплотнениями.The deep plunger pump comprises a
В качестве приводной 7 и разделительной 16 жидкостей может быть применена смазывающая жидкость, например минеральное масло.As the
Пространство над свободно перемещающимся разделителем 17 ниже места сообщения насосной камеры 2 с колонной насосно-компрессорных труб 5 предпочтительно частично заполнено буферной жидкостью 20.The space above the freely moving
В качестве буферной жидкости 9 и 20 могут быть использованы ртуть, раствор бромида цинка - бромида кальция или жидкость, не смешивающаяся с перекачиваемой и приводной жидкостями или гель, имеющие удельный вес выше, чем у перекачиваемой и приводной жидкостей.As the buffer liquid 9 and 20, mercury, a solution of zinc bromide — calcium bromide, or a liquid not miscible with the pumped and drive fluids or a gel having a specific gravity higher than that of the pumped and drive fluids can be used.
Внутренняя поверхность разделительной камеры 13 и наружная поверхность штока 11, по которым перемещается разделитель 17, предпочтительно отполированы.The inner surface of the
Внутренняя поверхность разделительной камеры 13 и наружная поверхность штока 11, омываемые буферной жидкостью 20, размещенной над разделителем 17, предпочтительно покрыты материалом, не смачивающимся буферной жидкостью 20.The inner surface of the
На колонне штанг 12 и/или штоке 11 выше уровня буферной жидкости 20 может быть установлен центратор 21.A
В начале всасывания откачиваемой жидкости из скважины (не показана) в управляющей камере 6 находится фиксированный и неизменный объемы приводной жидкости 7 и буферной жидкости 9 и минимальный объем откачиваемой жидкости, т.к. плунжер 10 находится в своей низшей точке. Свободно перемещающийся разделитель 17 и буферная жидкость 20 над плунжером 10 также находятся в свой низшей точке. По мере перемещения колонны штанг 12 вместе со штоком 11 и плунжером 10 вверх увеличивается объем насосной камеры 2, что приводит к открытию всасывающего клапана 3, через который откачиваемая жидкость начинает поступать в насосную камеру 2 из скважины. При этом свободно перемещающийся разделитель 17 и буферная жидкость 20 над плунжером 10 также перемещаются вверх вместе с плунжером 10. При достижении плунжером 10 своей верхней точки перемещения заполнение насосной камеры 2 откачиваемой из скважины жидкостью прекращается, закрывается всасывающий клапан 3, и начинается процесс нагнетания.At the beginning of the suction of the pumped liquid from the well (not shown) in the
При нагнетании создаваемым движением колонны штанг 12 вместе со штоком 11 и плунжером 10 объем управляющей камеры 6 уменьшается, и начинается выдавливание приводной жидкостью 7 буферной жидкости 9, а последняя, в свою очередь, давит на откачиваемую жидкость в насосной камере 2, что приводит к открытию нагнетательного клапана 4. Как результат, откачиваемая жидкость из насосной камеры 2 через нагнетательный клапан 4 поступает в колонну насосно-компрессорных труб 5 по выполненному над нагнетательным клапаном 4 обводному каналу 22. Далее по колонне насосно-компрессорных труб 5 откачиваемая из скважины жидкость поступает на поверхность к потребителю откачиваемой из скважины жидкости. При достижении плунжером 10 своей низшей точки перемещения заканчивается цикл нагнетания, и начинается описанный выше следующий цикл всасывания.When the
Настоящее изобретение может быть использовано в нефтедобывающей и других отраслях промышленности при добыче различных жидких сред из скважин.The present invention can be used in the oil and other industries in the production of various liquid media from wells.
Claims (7)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2009140684/06A RU2413095C1 (en) | 2009-11-06 | 2009-11-06 | Bore-hole plunger pump |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2009140684/06A RU2413095C1 (en) | 2009-11-06 | 2009-11-06 | Bore-hole plunger pump |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2413095C1 true RU2413095C1 (en) | 2011-02-27 |
Family
ID=46310643
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2009140684/06A RU2413095C1 (en) | 2009-11-06 | 2009-11-06 | Bore-hole plunger pump |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2413095C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2559206C1 (en) * | 2014-10-14 | 2015-08-10 | Ривенер Мусавирович Габдуллин | Downhole pump unit |
-
2009
- 2009-11-06 RU RU2009140684/06A patent/RU2413095C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2559206C1 (en) * | 2014-10-14 | 2015-08-10 | Ривенер Мусавирович Габдуллин | Downhole pump unit |
WO2016060588A1 (en) * | 2014-10-14 | 2016-04-21 | Ривенер Мусавирович ГАБДУЛЛИН | Downhole pumping unit |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
WO2007040421A1 (en) | Downhole electric driven pump unit | |
RU52125U1 (en) | ELECTRIC HYDRAULIC DRIVE PUMP UNIT | |
RU2012150458A (en) | PUMPING SYSTEM | |
RU2369775C1 (en) | Sucker-rod pump of well | |
US20160076550A1 (en) | Redundant ESP Seal Section Chambers | |
RU2339794C1 (en) | Well pumping fixture for oil extraction and for pumping water into bed | |
RU2413095C1 (en) | Bore-hole plunger pump | |
RU2393367C1 (en) | Bottom-hole unit | |
RU2506456C1 (en) | Borehole pump unit | |
RU2325513C1 (en) | Device for fluid injection in bottom formation and oil extractions from upper formation | |
RU2425253C1 (en) | Borehole plunger pump and protection method of upper part of plunger against impact of pumped liquid | |
RU2440512C1 (en) | Bottom-hole differential oil pump | |
RU2440514C1 (en) | Oil-well pumping unit | |
RU2321772C1 (en) | Oil-well sucker-rod pump | |
RU2358156C1 (en) | Installation for simultaneous-separate operation of three reservoirs | |
RU2425252C1 (en) | Borehole plunger pump and protection method of upper part of plunger against impact of pumped liquid | |
RU2493434C1 (en) | Hydraulic-driven pump set | |
RU183876U1 (en) | Bidirectional linear submersible pump unit | |
RU2549937C1 (en) | Downhole pump | |
RU2628840C1 (en) | Hydraulic borehole pump unit | |
RU2519153C1 (en) | Downhole pump unit | |
RU2519154C1 (en) | Downhole pump unit | |
RU153600U1 (en) | DUAL ACTION Borehole Pump | |
RU2285152C1 (en) | Device for sealing wellhead rod of sucker-rod pumping unit | |
RU2559206C1 (en) | Downhole pump unit |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20181107 |