RU2436996C1 - Штанговый скважинный насос двойного действия - Google Patents
Штанговый скважинный насос двойного действия Download PDFInfo
- Publication number
- RU2436996C1 RU2436996C1 RU2010139395/06A RU2010139395A RU2436996C1 RU 2436996 C1 RU2436996 C1 RU 2436996C1 RU 2010139395/06 A RU2010139395/06 A RU 2010139395/06A RU 2010139395 A RU2010139395 A RU 2010139395A RU 2436996 C1 RU2436996 C1 RU 2436996C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- cylinder
- plunger
- discharge valve
- inner diameter
- rod
- Prior art date
Links
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 12
- 230000003993 interaction Effects 0.000 claims abstract description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 7
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 14
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 7
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 2
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 2
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000000284 extract Substances 0.000 description 1
- -1 for example Substances 0.000 description 1
- 238000003032 molecular docking Methods 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04B—POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS
- F04B49/00—Control, e.g. of pump delivery, or pump pressure of, or safety measures for, machines, pumps, or pumping installations, not otherwise provided for, or of interest apart from, groups F04B1/00 - F04B47/00
- F04B49/22—Control, e.g. of pump delivery, or pump pressure of, or safety measures for, machines, pumps, or pumping installations, not otherwise provided for, or of interest apart from, groups F04B1/00 - F04B47/00 by means of valves
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04B—POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS
- F04B47/00—Pumps or pumping installations specially adapted for raising fluids from great depths, e.g. well pumps
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к штанговым скважинным насосам двойного действия. Насос содержит цилиндр, имеющий нижний всасывающий клапан и соединенный с колонной труб при помощи переводника, снабженного верхними всасывающим и нагнетательным клапанами, и полый плунжер, размещенный в цилиндре с образованием подплунжерной и надплунжерной полостей и возможностью возвратно-поступательного перемещения, связанный с полой штангой и имеющий нижний нагнетательный клапан. Цилиндр выполнен ступенчатым с нижней ступенью большего диаметра и верхней ступенью меньшего диаметра. В боковой стенке плунжера выше нижнего нагнетательного клапана выполнено сквозное отверстие для сообщения полости плунжера с камерой, образованной при его перемещении вниз в нижней ступени цилиндра. Верхняя ступень цилиндра выполнена с внутренним диаметром, меньшим внутреннего диаметра колонны труб. Переводник выполнен с внутренним диаметром, меньшим внутреннего диаметра колонны труб, но не меньшим внутреннего диаметра верхней ступени цилиндра. Верхний нагнетательный клапан выполнен в виде втулки, расположенной на штанге с возможностью продольного перемещения по ней вверх при избыточном давлении в надплунжерной полости цилиндра и перемещения вниз в жидкости под собственным весом, и снабжен седлом, образованным на верхнем внутреннем торце переводника. Между плунжером и верхним нагнетательным клапаном на штанге размещен упор, выполненный с возможностью взаимодействия с верхним нагнетательным клапаном. 1 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к штанговым скважинным насосам двойного действия.
Известен штанговый насос двойного действия, состоящий из плунжера со штоком и внутренним каналом и цилиндра с нагнетательным, всасывающим и дополнительным всасывающим клапанами. Колонна штанг выполнена полой, а цилиндр оснащен каналом, дополнительным нагнетательным клапаном и узлом герметизации штока плунжера, расположенным сверху цилиндра. Подплунжерная полость цилиндра выполнена с возможностью сообщения с полостью колонны штанг через нагнетательный клапан и внутреннюю полость плунжера. Надплунжерная полость цилиндра выполнена с возможностью постоянного сообщения с надпакерным пространством скважины через дополнительный всасывающий клапан, а с полостью лифтовых труб - через дополнительный нагнетательный клапан и канал. Кроме того, колонна штанг может быть соединена со штоком плунжера штангового насоса автосцепом (патент на полезную модель RU №49106, Е21В 43/14, опубл. 10.11.2005).
Недостатками известного насоса являются сложность и низкая надежность спускоподъемных операций из-за необходимости одновременного спуска колонны труб с насосом и плунжером, оснащенным штоком, с последующим спуском штанг, оснащенных автосцепом для соединения с плунжером. Все это требует точной стыковки штанг и штока, которая осуществляется в результате нескольких попыток. При этом при спуске возможно засорение автосцепа или повреждение при стыковке со штоком, что требует дополнительной спускоподъемной операции по очистке или замене автосцепа. Кроме того, известный насос характеризуется низким коэффициентом полезного действия (КПД) из-за высокого сопротивления в верхнем нагнетательном клапане, так как у него слишком малое пропускное сечение из-за установки между цилиндром и стенками скважины. Также невозможна регулировка производительности известного насоса путем регулировки соотношений объемов его надплунжерной и подплунжерной полостей при ходе вниз и вверх.
Наиболее близким аналогом является штанговый скважинный насос двойного действия, содержащий цилиндр, имеющий нижний всасывающий клапан и соединенный с колонной труб при помощи переводника, снабженного верхними всасывающим и нагнетательным клапанами, и полый плунжер, размещенный в цилиндре с образованием подплунжерной и надплунжерной полостей и возможностью возвратно-поступательного перемещения, связанный с полой штангой и имеющий нижний нагнетательный клапан (патент RU №2386018, F04B 47/00, опубл. 10.04.2010).
Недостатками известного насоса являются сложность и дороговизна спускоподъемных операций из-за необходимости одновременного спуска колонны труб с насосом и штанг с плунжером, размещенным в цилиндре, что требует использования спускающих кранов с высотой подъема, на менее чем в два раза больших длины труб в спускаемой колонне. Кроме того, известный насос характеризуется невысоким КПД из-за повышенного сопротивления в верхнем нагнетательном клапане, так как он имеет слишком малое пропускное сечение из-за установки сверху распределительной муфты между полыми штангами, размещаемыми по оси цилиндра, и стенками колонны труб. Также известный насос невозможно использовать при смешении жидкостей и для регулировки производительности путем регулировки соотношений объемов его надплунжерной и подплунжерной полостей при ходе вниз и вверх.
Задачей настоящего изобретения является создание надежного, простого в работе насоса с высоким КПД и расширенными технологическими возможностями.
Техническим результатом, достигаемым изобретением, является уменьшение гидравлического сопротивления верхнего нагнетательного клапана, обеспечение возможности одновременного подъема жидкости из надплунжерной и подплунжерной полостей цилиндра, а также регулировки производительности насоса путем регулировки соотношений объемов его надплунжерной и подплунжерной полостей при ходе вниз и вверх.
Поставленная задача решается, а технический результат достигается тем, что в штанговом скважинном насосе двойного действия, содержащем цилиндр, имеющий нижний всасывающий клапан и соединенный с колонной труб при помощи переводника, снабженного верхними всасывающим и нагнетательным клапанами, и полый плунжер, размещенный в цилиндре с образованием подплунжерной и надплунжерной полостей и возможностью возвратно-поступательного перемещения, связанный с полой штангой и имеющий нижний нагнетательный клапан, согласно изобретению цилиндр выполнен ступенчатым с нижней ступенью большего диаметра и верхней ступенью меньшего диаметра, в боковой стенке плунжера выше нижнего нагнетательного клапана выполнено сквозное отверстие для сообщения полости плунжера с камерой, образованной при его перемещении вниз в нижней ступени цилиндра, верхняя ступень цилиндра выполнена с внутренним диаметром, меньшим внутреннего диаметра колонны труб, переводник выполнен с внутренним диаметром, меньшим внутреннего диаметра колонны труб, но не меньшим внутреннего диаметра верхней ступени цилиндра, верхний нагнетательный клапан выполнен в виде втулки, расположенной на штанге с возможностью продольного перемещения по ней вверх при избыточном давлении в надплунжерной полости цилиндра и перемещения вниз в жидкости под собственным весом, и снабжен седлом, образованным на верхнем внутреннем торце переводника, причем между плунжером и верхним нагнетательным клапаном на штанге размещен упор, выполненный с возможностью взаимодействия с верхним нагнетательным клапаном.
Поставленная задача решается, а технический результат достигается также тем, что полая штанга выше верхнего нагнетательного клапана может быть сообщена с колонной труб.
На фиг.1 представлена схема предлагаемого насоса.
На фиг.2 - верхняя часть предлагаемого насоса при перемещении плунжера вверх и взаимодействии упора с верхним нагнетательным клапаном.
Предлагаемый штанговый скважинный насос двойного действия содержит цилиндр 1 (фиг.1), имеющий нижний всасывающий клапан 2 и соединенный с колонной труб 3 при помощи переводника 4, снабженного верхними всасывающим и нагнетательным клапанами 5, 6, и полый плунжер 7, размещенный в цилиндре 1 с образованием подплунжерной и надплунжерной полостей 8, 9 и возможностью возвратно-поступательного перемещения, связанный с полой штангой 10 и имеющий нижний нагнетательный клапан 11. Цилиндр 1 выполнен ступенчатым с нижней ступенью 12 большего диаметра и верхней ступенью 13 меньшего диаметра. В боковой стенке плунжера 7 выше нижнего нагнетательного клапана 11 выполнено сквозное отверстие 14 для сообщения полости плунжера 7 с камерой 15, образованной при его перемещении вниз в нижней ступени 12 цилиндра 1. Верхняя ступень 13 цилиндра 1 выполнена с внутренним диаметром D, меньшим внутреннего диаметра D1 колонны труб 3. Переводник 4 выполнен с внутренним диаметром D2, меньшим внутреннего диаметра D1 колонны труб 3, но не меньшим внутреннего диаметра D верхней ступени 13 цилиндра 1. Верхний нагнетательный клапан 6 выполнен в виде втулки, расположенной на штанге 10 с возможностью продольного перемещения по ней вверх при избыточном давлении в надплунжерной полости 9 цилиндра 1 и перемещения вниз в жидкости под собственным весом, и снабжен седлом 16, образованным на верхнем внутреннем торце переводника 4. Между плунжером 7 и верхним нагнетательным клапаном 6 на штанге 10 размещен упор 17, выполненный с возможностью взаимодействия с верхним нагнетательным клапаном 6. Полая штанга 10 выше верхнего нагнетательного клапана 6 может быть сообщена с колонной труб 3 отверстием 18.
Описываемый насос работает следующим образом.
В скважину (не показана) в требуемый интервал установки (не показан) на колонне труб 3 спускают соединенный с ней переводником 4 цилиндр 1 (фиг.1) с всасывающими клапанами 2, 5. При достижении соответствующей глубины цилиндр 1 с колонной труб 3 заполняется скважинной жидкостью через эти клапаны 2, 5. Затем в колонну труб 3 спускают плунжер 7 с нагнетательными клапанами 6, 11 и полой штангой 10 на тягах (не показаны) до вхождения плунжера 7 в цилиндр 1. Благодаря тому, что внутренний диаметр D верхней ступени 13 цилиндра 1 меньше внутреннего диаметра D1 колонны труб 3, а внутренний диаметр D2 переводника 4 также меньше внутреннего диаметра D1 колонны труб 3, но не меньше внутреннего диаметра D верхней ступени 13 цилиндра 1, плунжер 1 может спускаться в скважину на тягах отдельно от цилиндра 1. При этом верхний нагнетательный клапан 6 герметично благодаря уплотнению 19 садится в седло 16, а скользящее соединение его со штангой 10 герметизируют уплотнения 20. Плунжер 7 на тягах опускают до упора в нижнюю часть цилиндра 1, что фиксируется снижением веса на устьевом индикаторе веса (не показан), тем самым точно определяя взаимное расположение плунжера 7 и цилиндра 1. После чего плунжер 7 приподнимают в необходимое положение относительно цилиндра 1 и соединяют тяги с устьевым приводом (не показан) с рабочим ходом L (не показан). Для запуска насоса тягам и плунжеру 7 через штангу 10 придают возвратно-поступательное движение устьевым приводом. При перемещении плунжера 7 относительно цилиндра 1 вниз нижний всасывающий клапан 2 закрыт, а нижний нагнетательный клапан 11 открыт, и жидкость из подплунжерной полости 8 цилиндра 1 поступает в плунжер 7 и оттуда в полую штангу 10. Одновременно жидкость из скважины поступает через открытый верхний всасывающий клапан 5 в надплунжерную полость 9 цилиндра 1, при этом верхний нагнетательный клапан 6 закрыт. При перемещении плунжера 7 относительно цилиндра 1 вверх верхний всасывающий клапан 5 закрыт, а верхний нагнетательный клапан 6 открыт, и жидкость из надплунжерной полости 9 цилиндра 1 поступает в колонну труб 3. Одновременно жидкость из скважины через открытый нижний всасывающий клапан 2 поступает в подплунжерную полость 8 цилиндра 1, а нижний нагнетательный клапан 11 закрыт. Далее циклы повторяются.
Если насос предназначен для подъема на поверхность однородной жидкости (например, вода, нефть, обводненная нефть или продукция разных пластов, допускающая смешение, и т.д.), тогда тяги используют цельные, а при перемещении плунжера 7 относительно цилиндра 1 вниз жидкость из полой штанги 10 через отверстие 18 поступает в колонну труб 3 и вместе с жидкостью из надплунжерной полости 9 цилиндра 1 поднимается на поверхность.
Если насос предназначен для подъема на поверхность разделившихся за счет гравитационных сил жидкостей ((например, на воду и нефть из обводнившегося пласта или продукции разных пластов (не показаны), не допускающих смешение и разделенных пакером (не показан)), то используют полую штангу 10 без отверстия 18, а тяги - полые. При этом насос в скважине размещается так, что верхний всасывающий клапан 5 сообщается со скважиной выше уровня разделения (например, выше водонефтяного контакта - ВНК или выше пакера, разделяющего пласты), а нижний 2 - ниже. Для гарантированного такого расположения насоса цилиндр 1 снизу может быть оснащен удлинительным патрубком или хвостовиком с пакером (не показаны), соединенным с цилиндром 1, например, резьбой 21 и сообщенным сверху с нижним всасывающим клапаном 2, а снизу - со скважиной. При таком размещении насоса в скважине более тяжелая жидкость (например, вода) или продукция нижнего пласта из нее будет подниматься на поверхность по полым тягам через нижний всасывающий клапан 2, подплунжерную полость 8, нижний нагнетательный клапан 11, плунжер 7 и полую штангу 10, а более легкая жидкость (например, нефть) или продукция верхнего пласта из скважины будет подниматься на поверхность по колонне труб 3 через верхний всасывающий клапан 5, надплунжерную полость 9 и верхний нагнетательный клапан 6.
Максимальная производительность V1max надплунжерной полости 9 цилиндра 1 за один рабочий ход плунжера 7 (один цикл возвратно-поступательного перемещения) достигается, если установка плунжера 7 в цилиндре 1 подобрана так, что упор 17 не взаимодействует в верхней точке хода (в верхней мертвой точке) с клапаном 6 и не отжимает его принудительно от седла 16, и определяется по формуле:
где: D - внутренний диаметр верхней ступени 13 цилиндра 1, м;
D3 - наружный диаметр полой штанги 10, м;
L - длина рабочего хода плунжера 7 относительно цилиндра 1, м.
Производительность V1 надплунжерной полости 9 цилиндра 1 за один рабочий ход плунжера 7, если установка плунжера 7 в цилиндре 1 подобрана так, что упор 17 взаимодействует в верхней мертвой точке рабочего хода с клапаном 6 и отжимает его принудительно от седла 16 на длину L1 (фиг.2), определяется по формуле:
где: D - внутренний диаметр верхней ступени 13 цилиндра 1, м;
D3 - наружный диаметр полой штанги 10, м;
L - длина рабочего хода плунжера 7 относительно цилиндра 1, м.
L1 - длина принудительного подъема от седла 16 клапана 6 упором 17 при положении плунжера 7 в верхней мертвой точке его рабочего хода, м.
То есть производительность V1 надплунжерной полости 9 цилиндра 1 снижается с увеличением длины L1 принудительного подъема от седла 16 клапана 6 упором 17 при положении плунжера 7 в верхней мертвой точке его рабочего хода из-за того, что при ходе плунжера 7 вниз на длину L1 надплунжерная полость 9 сообщена с колонной труб 3, и в ней до взаимодействия клапана 6 с седлом 16 не создается разрежения, необходимого для закачки в нее скважинной жидкости через верхний всасывающий клапан 5 и, следовательно, меньше жидкости закачается и поступит в колонну труб 3 при перемещении плунжера 7 вверх. Таким образом, увеличивая или уменьшая длину L1, можно производительность V1 надплунжерной полости 9 цилиндра 1 соответственно уменьшать до нуля (когда L=L1 - если плунжер 7 при этом находится в пределах цилиндра 1, перекачка ведется только из подплунжерной полости 8 при отключении из работы надплунжерной полости 9) или увеличивать до максимальной (когда L1=0 - см. формулу [1]) при рабочем ходе плунжера 7.
Максимальная производительность V2max подплунжерной полости 8 цилиндра 1 за один рабочий ход плунжера 7 достигается, если установка плунжера 7 в цилиндре 1 подобрана так, что отверстие 14 плунжера 7 не сообщается в нижней точке хода (в нижней мертвой точке) с камерой 15, и определяется по формуле:
где: D - внутренний диаметр верхней ступени 13 цилиндра 1, м;
L - длина рабочего хода плунжера 7 относительно цилиндра 1, м.
Производительность V2 подплунжерной полости 8 цилиндра 1 за один рабочий ход плунжера 7, если установка плунжера 7 в цилиндре 1 подобрана так, что отверстие 14 плунжера 7 сообщается в нижней точке хода (в нижней мертвой точке) с камерой 15 и входит в нее на длину L2 (фиг.1), определяется по формуле:
где: D - внутренний диаметр верхней ступени 13 цилиндра 1, м;
L - длина рабочего хода плунжера 7 относительно цилиндра 1, м;
L2 - длина входа отверстия 14 плунжера 7 в камеру 15 в нижней мертвой точке, м.
То есть производительность V2 подплунжерной полости 8 цилиндра 1 снижается с увеличением длины L2 входа отверстия 14 плунжера 7 в камеру 15 в нижней мертвой точке из-за того, что при ходе плунжера 7 вверх на длину L2 подплунжерная полость 8 сообщена с полой штангой 10 через камеру 15, отверстие 14 и плунжер 7 и до выхода отверстия 14 из камеры 15 в полости 8 не создается разрежения, необходимого для закачки скважинной жидкости через нижний всасывающий клапан 2, и, следовательно, меньше жидкости закачается и поступит в полую штангу 10 при движении плунжера 7 вниз. Таким образом, увеличивая или уменьшая длину L2, можно производительность V2 подплунжерной полости 8 цилиндра 1 соответственно уменьшать до нуля (когда L=L2 - если плунжер 7 при этом находится в пределах цилиндра 1, перекачка ведется только из надплунжерной полости 9 при отключении из работы подплунжерной полости 8) или увеличивать до максимальной (когда L2=0 - см. формулу [3]) при рабочем ходе плунжера 7.
Базовой единицей для измерения соотношений производительностей надплунжерной полости 9 и подплунжерной полости 8 цилиндра 1 принимают соотношение их максимальных производительностей V1max к V2max. Тогда из формул [1] и [3] получаем формулу:
где: К - базовый коэффициент соотношений производительностей полостей 9 и 8 - постоянная для каждого из насосов двойного действия (обычно К=0,75÷0,95);
D - внутренний диаметр верхней ступени 13 цилиндра 1, м;
D3 - наружный диаметр полой штанги 10, м.
Базовый коэффициент отражает работу насоса, когда упор 17 не взаимодействует с клапаном 6 в верхней мертвой точке, а отверстие 14 плунжера 7 не сообщается с камерой 15 в нижней мертвой точке.
Для изменения соотношений производительностей надплунжерной полости 9 и подплунжерной полости 8 цилиндра 1 устьевой привод останавливают, и тяги в соединении с ним перемещают на необходимую величину соответственно вверх для принудительного подъема клапана 6 упором 17 на длину L1 (фиг.2) в верхней мертвой точке или вниз для входа отверстия 14 плунжера 7 в камеру 15 (фиг.1) на длину L2 в нижней мертвой точке. После чего привод опять запускают в работу.
При перемещении тяг вверх соотношение K1 производительностей надплунжерной полости 9 и подплунжерной полости 8 цилиндра 1 с учетом принудительного подъема клапана 6 упором 17 и формул [2] и [3] принимает следующий вид:
где: К - базовый коэффициент соотношений производительностей полостей 9 и 8 - постоянная для каждого из насосов двойного действия (обычно К=0,75÷0,95);
L - длина рабочего хода плунжера 7 относительно цилиндра 1, м;
L1 - длина принудительного подъема от седла 16 клапана 6 упором 17 при положении плунжера 7 в верхней мертвой точке его рабочего хода, м.
При перемещении тяг вниз соотношение К2 производительностей надплунжерной полости 9 и подплунжерной полости 8 цилиндра 1 с учетом входа отверстия 14 плунжера 7 в камеру 15 и формул [1] и [4] принимает следующий вид:
где: К - базовый коэффициент соотношений производительностей полостей 9 и 8 - постоянная для каждого из насосов двойного действия (обычно К=0,75÷0,95);
L - длина рабочего хода плунжера 7 относительно цилиндра 1, м;
L2 - длина входа отверстия 14 плунжера 7 в камеру 15 в нижней мертвой точке, м.
Если насос работает с принудительным подъемом от седла 16 клапана 6 упором 17 на длину L1 (фиг.2) в верхней мертвой точке и входом отверстия 14 плунжера 7 в камеру 15 (фиг.1) на длину L2 в нижней мертвой точке, то соотношение К3 производительностей надплунжерной полости 9 и подплунжерной полости 8 цилиндра 1 с учетом формул [2] и [4] принимает следующий вид:
где: К - базовый коэффициент соотношений производительностей полостей 9 и 8 - постоянная для каждого из насосов двойного действия (обычно К=0,75÷0,95);
L - длина рабочего хода плунжера 7 относительно цилиндра 1, м;
L1 - длина принудительного подъема от седла 16 клапана 6 упором 17 при положении плунжера 7 в верхней мертвой точке его рабочего хода, м;
L2 - длина входа отверстия 14 плунжера 7 в камеру 15 в нижней мертвой точке, м.
При регулировке с устья скважины и соответствующих расчетах увеличение L2 или L1 при перемещении вниз (поднятием) или вверх (опусканием) тяг с полой штангой 10 и плунжером 7 относительно соединения с устьевым приводом на расчетную длину ΔL приводит к соответствующему уменьшению L1 или L2 на эту же на расчетную длину ΔL.
Исходя из формул [5] - [8], производят регулировку соотношений производительностей полостей 9 и 8.
Соотношение значений К1, К2 или К3 к процентному распределению производительностей полостей 9 и 8 приведено в таблице.
| Таблица | ||
| К1, К2 или К3 | Производительность надплунжерной полости 9, % | Производительность подплунжерной полости 8, % |
| 0 | 0 | 100 |
| 0,1 | 9,09 | 90,91 |
| 0,2 | 16,67 | 84,43 |
| 0,3 | 23,08 | 76,02 |
| 0,4 | 28,57 | 71,43 |
| 0,5 | 33,33 | 66,67 |
| 0,6 | 37,5 | 62,5 |
| 0,7 | 41,18 | 58,82 |
| 0,8 | 44,44 | 55,56 |
| 0,9 | 47,37 | 52,63 |
| 1 | 50 | 50 |
| 1,1 | 52,38 | 47,62 |
| 1,2 | 54,54 | 45,46 |
| 1,3 | 56,52 | 43,48 |
| 1,4 | 58,33 | 41,67 |
| 1,5 | 60 | 40 |
| 1,6 | 61,54 | 38,46 |
| 1,7 | 62,96 | 37,04 |
| 1,8 | 64,29 | 35,71 |
| 1,9 | 65,52 | 34,48 |
| 2,0 | 66,67 | 33,33 |
| 2,5 | 71,43 | 28,57 |
| 3 | 75 | 25 |
| 3,5 | 77,78 | 22,22 |
| 4 | 80 | 20 |
| 5 | 83,33 | 16,67 |
| 6 | 85,71 | 14,29 |
| 7 | 87,5 | 12,5 |
| 8 | 88,89 | 11,11 |
| ∞ | 100 | 0 |
Величина производительностей полостей 9 и 8 показывает, в какой пропорции насос добывает продукцию через верхний всасывающий клапан 5 и нижний всасывающий клапан 2 соответственно.
Используя табличные данные, можно определить, какие значения должны иметь длины L2 (согласно формул [5] и [6]), L1 (согласно формул [5] и [7]) или L2 и L1 (согласно формул [5] и [8]). Если расчетные значения L2, L1 или L2 и L1 отличаются от значений работающего насоса, то смещением тяги вверх или вниз относительно соединения с устьевым приводом на расчетную длину ΔL достигают максимального приближения к требуемым соотношениям производительностей полостей 9 и 8. Таким образом, можно регулировать соотношение добываемой продукции через верхний всасывающий клапан 5 и нижний всасывающий клапан 2, не поднимая насос на поверхность, что важно при добыче разделившейся жидкости (например, на нефть и воду) или при добыче из разных пластов одним насосом двойного действия.
Благодаря выполнению верхнего нагнетательного клапана 6 в виде втулки, расположенной на штанге 10 с возможностью продольного перемещения по ней, удалость повысить его пропускную способность для данного цилиндра 1 и тем самым снизить гидравлическое сопротивление протекающей через него жидкости (особенно для вязких жидкостей, например: нефть, битум и т.п.), что не позволяет скапливаться выделяющемуся из жидкости газу и увеличивает КПД насоса.
Предлагаемый насос прост и надежен в работе, имеет высокий КПД за счет уменьшения гидравлического сопротивления верхнего нагнетательного клапана и обладает расширенными технологическими возможностями за счет обеспечения возможности одновременного подъема жидкости из надплунжерной и подплунжерной полостей цилиндра, а также регулировки производительности насоса путем регулировки соотношений объемов его надплунжерной и подплунжерной полостей при ходе вниз и вверх.
Claims (2)
1. Штанговый скважинный насос двойного действия, содержащий цилиндр, имеющий нижний всасывающий клапан и соединенный с колонной труб при помощи переводника, снабженного верхними всасывающим и нагнетательным клапанами, и полый плунжер, размещенный в цилиндре с образованием подплунжерной и надплунжерной полостей и возможностью возвратно-поступательного перемещения, связанный с полой штангой и имеющий нижний нагнетательный клапан, отличающийся тем, что цилиндр выполнен ступенчатым с нижней ступенью большего диаметра и верхней ступенью меньшего диаметра, в боковой стенке плунжера выше нижнего нагнетательного клапана выполнено сквозное отверстие для сообщения полости плунжера с камерой, образованной при его перемещении вниз в нижней ступени цилиндра, верхняя ступень цилиндра выполнена с внутренним диаметром меньшим внутреннего диаметра колонны труб, переводник выполнен с внутренним диаметром меньшим внутреннего диаметра колонны труб, но не меньшим внутреннего диаметра верхней ступени цилиндра, верхний нагнетательный клапан выполнен в виде втулки, расположенной на штанге с возможностью продольного перемещения по ней вверх при избыточном давлении в надплунжерной полости цилиндра и перемещения вниз в жидкости под собственным весом, и снабжен седлом, образованным на верхнем внутреннем торце переводника, причем между плунжером и верхним нагнетательным клапаном на штанге размещен упор, выполненный с возможностью взаимодействия с верхним нагнетательным клапаном.
2. Насос по п.1, отличающийся тем, что полая штанга выше верхнего нагнетательного клапана сообщена с колонной труб.
Priority Applications (4)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010139395/06A RU2436996C1 (ru) | 2010-09-27 | 2010-09-27 | Штанговый скважинный насос двойного действия |
| US13/876,042 US9316222B2 (en) | 2010-09-27 | 2011-09-14 | Double-action sucker-rod well pump |
| CA2812741A CA2812741C (en) | 2010-09-27 | 2011-09-14 | Double-action sucker-rod well pump |
| PCT/RU2011/000709 WO2012044203A1 (ru) | 2010-09-27 | 2011-09-14 | Штанговый скважинный насос двойного действия |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010139395/06A RU2436996C1 (ru) | 2010-09-27 | 2010-09-27 | Штанговый скважинный насос двойного действия |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2436996C1 true RU2436996C1 (ru) | 2011-12-20 |
Family
ID=45404387
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010139395/06A RU2436996C1 (ru) | 2010-09-27 | 2010-09-27 | Штанговый скважинный насос двойного действия |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9316222B2 (ru) |
| CA (1) | CA2812741C (ru) |
| RU (1) | RU2436996C1 (ru) |
| WO (1) | WO2012044203A1 (ru) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2498058C1 (ru) * | 2012-06-01 | 2013-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Установка скважинная штанговая насосная для закачки воды в пласт |
| RU2654559C1 (ru) * | 2017-08-08 | 2018-05-21 | Общество с Ограниченной Ответственностью "Региональный научно-технологический центр Урало-Поволжья" ООО "РНТЦ Урало-Поволжья" | Штанговый глубинный поршневой насос |
| RU189401U1 (ru) * | 2018-11-07 | 2019-05-21 | Чертенков Михаил Васильевич | Штанговый скважинный насос двойного действия |
| RU2696837C1 (ru) * | 2018-06-01 | 2019-08-06 | Общество с ограниченной ответственностью "Региональный научно-технологический центр Урало-Поволжья", ООО "РНТЦ Урало-Поволжья" | Штанговый глубинный поршневой насос |
Families Citing this family (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US10151182B2 (en) * | 2013-02-22 | 2018-12-11 | Samson Pump Company, Llc | Modular top loading downhole pump with sealable exit valve and valve rod forming aperture |
| US10378532B2 (en) * | 2015-06-17 | 2019-08-13 | Baker Huges, A Ge Company, Llc | Positive displacement plunger pump with gas escape valve |
| US10132312B1 (en) | 2017-07-26 | 2018-11-20 | Dale Hankins | Superimposed standing valve |
| US10519949B1 (en) | 2018-10-26 | 2019-12-31 | Dale Hankins | Superimposed standing valve |
Family Cites Families (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2289401A (en) * | 1941-03-24 | 1942-07-14 | Smith Corp A O | Submersible pumping unit |
| US3594103A (en) * | 1970-01-08 | 1971-07-20 | United States Steel Corp | Subsurface pump and method |
| US3861471A (en) * | 1973-09-17 | 1975-01-21 | Dresser Ind | Oil well pump having gas lock prevention means and method of use thereof |
| US4332533A (en) * | 1979-09-13 | 1982-06-01 | Watson International Resources, Ltd. | Fluid pump |
| US5104301A (en) * | 1991-02-27 | 1992-04-14 | Shell Western E&P Inc. | Sucker rod pump |
| RU2096660C1 (ru) * | 1995-09-26 | 1997-11-20 | Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр "Нефтегазтехнология" | Скважинный штанговый насос |
| US6273690B1 (en) * | 1999-06-25 | 2001-08-14 | Harbison-Fischer Manufacturing Company | Downhole pump with bypass around plunger |
| RU2289724C1 (ru) * | 2005-06-10 | 2006-12-20 | Гаптенур Исхакович Сабиров | Штанговый насос |
| CN201090415Y (zh) * | 2007-10-10 | 2008-07-23 | 大庆油田有限责任公司 | 可自动泄油的短泵筒长柱塞管式抽油泵 |
| RU2386018C1 (ru) * | 2008-11-24 | 2010-04-10 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") | Установка штанговая насосная для добычи нефти при одновременной раздельной эксплуатации одной скважиной двух пластов |
| CA2775109C (en) * | 2009-09-30 | 2016-03-22 | Conocophillips Company | Double string pump for hydrocarbon wells |
| RU2440513C1 (ru) * | 2010-09-29 | 2012-01-20 | Ривенер Мусавирович Габдуллин | Скважинный штанговый насос |
-
2010
- 2010-09-27 RU RU2010139395/06A patent/RU2436996C1/ru not_active IP Right Cessation
-
2011
- 2011-09-14 US US13/876,042 patent/US9316222B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2011-09-14 CA CA2812741A patent/CA2812741C/en not_active Expired - Fee Related
- 2011-09-14 WO PCT/RU2011/000709 patent/WO2012044203A1/ru active Application Filing
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2498058C1 (ru) * | 2012-06-01 | 2013-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Установка скважинная штанговая насосная для закачки воды в пласт |
| RU2654559C1 (ru) * | 2017-08-08 | 2018-05-21 | Общество с Ограниченной Ответственностью "Региональный научно-технологический центр Урало-Поволжья" ООО "РНТЦ Урало-Поволжья" | Штанговый глубинный поршневой насос |
| RU2696837C1 (ru) * | 2018-06-01 | 2019-08-06 | Общество с ограниченной ответственностью "Региональный научно-технологический центр Урало-Поволжья", ООО "РНТЦ Урало-Поволжья" | Штанговый глубинный поршневой насос |
| RU189401U1 (ru) * | 2018-11-07 | 2019-05-21 | Чертенков Михаил Васильевич | Штанговый скважинный насос двойного действия |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2012044203A1 (ru) | 2012-04-05 |
| CA2812741C (en) | 2015-05-12 |
| US20130195702A1 (en) | 2013-08-01 |
| CA2812741A1 (en) | 2012-04-05 |
| US9316222B2 (en) | 2016-04-19 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2436996C1 (ru) | Штанговый скважинный насос двойного действия | |
| US5431229A (en) | Method and apparatus for utilizing the pressure of a fluid column generated by a pump to assist in reciprocating the pump plunger | |
| RU2709754C1 (ru) | Скважинный штанговый насос | |
| RU85547U1 (ru) | Установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов | |
| RU144119U1 (ru) | Установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов (варианты) | |
| RU49573U1 (ru) | Насосная установка для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов в скважине (варианты) | |
| RU133191U1 (ru) | Установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов | |
| RU108506U1 (ru) | Штанговый скважинный насос двухстороннего действия | |
| RU2358156C1 (ru) | Установка для одновременно-раздельной эксплуатации трех пластов | |
| RU95368U1 (ru) | Дифференциальный штанговый насос | |
| RU135018U1 (ru) | Скважинный штанговый насос для добычи нефти и газа | |
| CN2758522Y (zh) | 液压启动稠油增效泵 | |
| RU2059883C1 (ru) | Штанговая насосная установка | |
| US3148629A (en) | Deep well pump for viscous oil | |
| RU2351801C1 (ru) | Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважины | |
| RU2578093C1 (ru) | Установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов | |
| RU2433304C1 (ru) | Скважинный штанговый насос | |
| CN220118289U (zh) | 一种变排量抽油泵 | |
| RU110430U1 (ru) | Скважинный штанговый насос для добычи вязкой нефти | |
| RU97436U1 (ru) | Установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине | |
| RU2779282C1 (ru) | Штанговая насосная установка для добычи высоковязких и парафинистых нефтей | |
| CN220354018U (zh) | 一种防砂卡变排量抽油泵 | |
| RU70321U1 (ru) | Глубинный дифференциальный штанговый насос для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов | |
| RU2730774C1 (ru) | Скважинный штанговый насос | |
| RU136853U1 (ru) | Установка для одновременной или раздельной эксплуатации двух пластов |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130928 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20160327 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200928 |