RU2498058C1 - Oil-well sucker-rod pumping unit for water pumping to stratum - Google Patents

Oil-well sucker-rod pumping unit for water pumping to stratum Download PDF

Info

Publication number
RU2498058C1
RU2498058C1 RU2012122779/03A RU2012122779A RU2498058C1 RU 2498058 C1 RU2498058 C1 RU 2498058C1 RU 2012122779/03 A RU2012122779/03 A RU 2012122779/03A RU 2012122779 A RU2012122779 A RU 2012122779A RU 2498058 C1 RU2498058 C1 RU 2498058C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
plunger
packer
installation
valve
well
Prior art date
Application number
RU2012122779/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Георгий Юрьевич Басос
Владимир Михайлович Валовский
Константин Владимирович Валовский
Александр Иванович Рыжиков
Рустем Халитович Саетгараев
Original Assignee
Открытое акционерное общество "Татнефть" имени 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" имени В.Д. Шашина filed Critical Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority to RU2012122779/03A priority Critical patent/RU2498058C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2498058C1 publication Critical patent/RU2498058C1/en

Links

Images

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: oil-well sucker-rod pumping unit for water pumping to stratum includes packer installed upwards stratum, tubing string with pressure control valves and suction valves. Plunger pump with cylinder run-in at tubing-string is installed upwards valves. Suction valve is connected to space over the packer. Rod stripper is equipped with lubrication tank. Tubular annulus of the well is connected to water supply pipeline. Plunger is equipped additionally with device for forced downstroke. Downwards pressure control valve there's an auxiliary pressure control valve connected to space below the packer and output of this valve is done through isolating device. Device for forced downstroke of the piston can be made as loads or pneumatic accumulator connected to piston. Working cavity of pneumatic accumulator is the upper part of tubing string. Technical results provides expanding of application scope of the unit in injection wells with pumping under high pressure, improving operation reliability due to improving operation reliability of suction and pressure control valves.
EFFECT: improving operational efficiency of the well due to reduction of its repair period.
1 cl, 2 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к установкам для закачки необходимых объемов воды в пласты с целью поддержания пластового давления или ее утилизации, например, на кусте скважин.The invention relates to the oil industry, in particular to installations for pumping the required volumes of water into the reservoirs in order to maintain reservoir pressure or its disposal, for example, on a wellbore.
Известна установка для закачки жидкости из водоносного пласта скважины в нефтеносный пласт (патент RU №2288353, МПК E21B 43/14, опубл. 27.11.2006 г. Бюл. № 33), содержащая пакер, колонну труб с всасывающим клапаном, погружной штанговый насос, который установлен выше всасывающего клапана в составе колонны труб, дополнительно оснащенный каналом, через который надпоршневая полость насоса сообщена с нефтеносным пластом, и имеющей возможность ее герметизации на устье скважины с насосными штангами штангового насоса. При этом подпоршневая полость насоса имеет возможность сообщения с водоносным пластом при открытом положении всасывающего клапана. Колонна насосных штанг имеет датчик веса, установленный на устье скважины и имеющий возможность отключения и включения привода в зависимости от заполнения заколонного пространства жидкостью из водоносного пласта.A known installation for pumping fluid from an aquifer of a well into an oil reservoir (patent RU No. 2288353, IPC E21B 43/14, published on November 27, 2006 Bull. No. 33), comprising a packer, a pipe string with a suction valve, a submersible rod pump, which is installed above the suction valve as part of the pipe string, additionally equipped with a channel through which the supra-piston cavity of the pump is in communication with the oil reservoir, and having the possibility of sealing it at the wellhead with sucker rods of the sucker rod pump. In this case, the piston cavity of the pump has the ability to communicate with the aquifer when the suction valve is open. The column of sucker rods has a weight sensor mounted on the wellhead and having the ability to turn the drive off and on depending on the filling of the annulus with liquid from the aquifer.
Недостатком установки является низкая надежность работы, связанная с тем, что давление закачки создается при ходе колонны штанг вверх, вследствие чего возрастает максимальная нагрузка на колонну штанг, увеличивается амплитуда ее нагрузок, особенно при использовании насосов больших типоразмеров и в скважинах с высоким давлением принимающего жидкость пласта, что снижает долговечность работы колонны штанг и установки в целом.The disadvantage of the installation is the low reliability of operation, due to the fact that the injection pressure is created during the course of the rod string up, as a result of which the maximum load on the rod string increases, the amplitude of its loads increases, especially when using large size pumps and in wells with high pressure of the receiving fluid reservoir , which reduces the durability of the rod string and the installation as a whole.
Наиболее близкой к предлагаемому техническому решению является установка для закачки жидкости из водоносного пласта скважины в нефтеносный пласт (патент RU № 2287672 МПК E21B 43/14, опубл. 20.11.2006 г. Бюл. № 32), содержащая пакер, колонну труб с нагнетательным и всасывающим клапанами, размещенными ниже и выше пакера, насос. Установка имеет возможность герметизации на устье скважины заколонного пространства скважины. Насос выполнен погружным в виде цилиндра с поршнем, который установлен в составе колонны труб выше всасывающего и нагнетательного клапанов, при этом всасывающий клапан расположен в зоне водоносного пласта, а нагнетательный - в зоне нефтеносного пласта с возможностью всасывания жидкости из водоносного пласта через заколонное пространство до тех пор, пока поршень не достигнет крайнего верхнего положения при ограниченных возвратно-поступательных его перемещениях относительно цилиндра и закачки жидкости из цилиндра через заколонное пространство ниже пакера в нефтеносный пласт, пока поршень не достигнет крайнего нижнего положения, причем колонна насосных штанг на устье скважины оснащена датчиком нагрузки с возможностью отключения и включения привода насоса в зависимости от заполнения заколонного пространства жидкостью из водоносного пласта.Closest to the proposed technical solution is the installation for pumping fluid from the aquifer of the well into the oil reservoir (patent RU No. 2287672 IPC E21B 43/14, publ. November 20, 2006 Bull. No. 32), containing a packer, pipe string with injection and suction valves located below and above the packer, pump. The installation has the ability to seal at the wellhead casing annulus. The pump is made submersible in the form of a cylinder with a piston, which is installed in the pipe string above the suction and discharge valves, while the suction valve is located in the zone of the aquifer, and the discharge valve is in the zone of the oil reservoir with the possibility of suction of fluid from the aquifer through the annulus to those until the piston reaches its extreme upper position with limited reciprocating movements relative to the cylinder and pumping fluid from the cylinder through the annulus transtvo below the packer into the reservoir until the piston reaches its lowest position, the rod string at the wellhead is equipped with a load sensor can be switched off and the pump drive depending on the filling of the annulus fluid aquifer.
Недостатками установки являются:The disadvantages of the installation are:
- ограниченная область применения, поскольку ее невозможно использовать в нагнетательных скважинах, где требуется высокое избыточное давление закачки, поскольку при ходе поршня вниз веса колонны штанг может быть недостаточно для создания давления, необходимого для закачки жидкости в пласт, особенно при использовании насосов больших типоразмеров;- limited scope, since it cannot be used in injection wells where high overpressure is required, since during the downward stroke of the piston the weight of the rod string may not be enough to create the pressure necessary for pumping fluid into the formation, especially when using large pumps;
- низкая надежность работы установки, связанная с отсутствием фильтра на входе во всасывающий клапан насоса, куда при всасывании вместе с жидкостью могут попасть различные механические включения, в том числе и плавающие, что может привести к выходу из строя всасывающего и нагнетательного клапанов;- low reliability of the installation, associated with the lack of a filter at the inlet to the suction valve of the pump, where, when sucking in, various mechanical impurities, including floating ones, can get together with the liquid, which can lead to failure of the suction and discharge valves;
- низкая эффективность применения установки за счет значительных сроков ремонта скважины, поскольку перед извлечением из скважины вышедшего из строя оборудования созданное при работе установки высокое избыточное давление в закачиваемом пласте не позволяет заглушить скважину применяемы-ми на промыслах жидкостями глушения, что потребует длительного стравливания давления из этого пласта, увеличивает сроки простоя скважины и приведет к потерям нефти из находящихся под влиянием нефтяных скважин.- low efficiency of the installation due to the significant time of well repair, since before the removal of equipment failure from the well, the high overpressure created during operation of the installation during injection does not allow the well to be plugged with killing fluids used in the fields, which will require a long pressure relief from this reservoir, increases the downtime of the well and will lead to oil losses from influenced oil wells.
Техническая задача изобретения состоит в том, чтобы расширить область применения установки в нагнетательных скважинах с высоким давлением закачки, повысить надежность работы установки за счет повышения надежности работы всасывающего и нагнетательного клапанов, а также повысить эффективность эксплуатации скважины за счет сокращения сроков ее ремонта.The technical task of the invention is to expand the scope of the installation in injection wells with high injection pressure, to increase the reliability of the installation by increasing the reliability of the suction and discharge valves, and also to increase the efficiency of the well by reducing the time of its repair.
Указанная техническая задача решается установкой скважинной штанговой насосной для закачки воды в пласт (далее - установка), содержащей пакер, установленный выше пласта, колонну труб с нагнетательным и всасывающим клапанами, плунжерный насос с цилиндром, спускаемым на колонне труб и установленным выше клапанов, и плунжером, соединенным со штангами и устьевым штоком с герметизатором на устье, при этом всасывающий клапан сообщен с надпакерным пространством, нагнетательный - с подпакерным пространством.The specified technical problem is solved by installing a downhole sucker rod pump for pumping water into the reservoir (hereinafter referred to as the installation), comprising a packer installed above the reservoir, a pipe string with discharge and suction valves, a plunger pump with a cylinder running on the pipe string and installed above the valves, and a plunger connected to the rods and the wellhead with a sealant at the mouth, while the suction valve is in communication with nadpakarnym space, the discharge - with podpakernym space.
Новым является то, что герметизатор устьевого штока снабжен емкостью для смазки, межтрубное пространство скважины сообщено с подводящим воду трубопроводом, а плунжер дополнительно снабжен устройством для его принудительного хода вниз, при этом ниже нагнетательного клапана установлен дополнительный нагнетательный клапан, сообщенный с подпакерным пространством и с выходом нагнетательного клапана через разъединительное устройство.What is new is that the wellhead stem sealant is equipped with a lubricant reservoir, the annulus of the well is in communication with the water supply pipe, and the plunger is additionally equipped with a device for forcing it downward, while an additional discharge valve is installed below the discharge valve in communication with the under-packer space and with the outlet discharge valve through a disconnecting device.
Новым является то, что устройство для принудительного хода вниз плунжера выполнено в виде соединенных с ним грузов.New is that the device for forced downward movement of the plunger is made in the form of loads connected to it.
Новым является также то, что устройство для принудительного хода вниз плунжера выполнено в виде пневмоаккумулятора, рабочей полостью которого является верхняя часть колонны труб.Also new is the fact that the device for forced downward movement of the plunger is made in the form of a pneumatic accumulator, the working cavity of which is the upper part of the pipe string.
Новым является также и то, что устройство для принудительного хода вниз плунжера выполнено в виде соединенных с ним дополнительных грузов и пневмоаккумулятора.Also new is the fact that the device for forced downward movement of the plunger is made in the form of additional loads connected to it and an air accumulator.
На фиг. 1 схематично показана установка с устройством для принудительного хода плунжера вниз, выполненным в виде соединенных с ним дополнительных грузов.In FIG. 1 schematically shows an installation with a device for forcing the plunger down, made in the form of additional weights connected to it.
На фиг. 2 схематично показана установка с устройством для принудительного хода плунжера вниз, выполненным в виде пневмоаккумулятора, рабочей полостью которого является верхняя часть колонны труб.In FIG. 2 schematically shows the installation with a device for forcing the plunger down, made in the form of a pneumatic accumulator, the working cavity of which is the upper part of the pipe string.
Установка содержит пакер 1 (см. фиг. 1), установленный выше пласта 2, колонну труб 3 с нагнетательным 4 и всасывающим 5 клапанами, плунжерный насос 6 с цилиндром 7, спускаемым на колонне труб 3 и установленным выше нагнетательного 4 и всасывающего 5 клапанов, и плунжером 8, соединенным со штангами 9 и устьевым штоком 10 с герметизатором 11 на устье 12, при этом всасывающий клапан 5 сообщен с надпакерным пространством 13, а нагнетательный клапан 4 - с подпакерным пространством 14.The installation comprises a packer 1 (see Fig. 1) installed above the formation 2, a pipe string 3 with a discharge 4 and a suction 5 valves, a plunger pump 6 with a cylinder 7, lowered on a pipe string 3 and installed above a discharge 4 and a suction 5 valves, and a plunger 8 connected to the rods 9 and the wellhead 10 with a sealant 11 at the mouth 12, while the suction valve 5 is in communication with nadpakarnym space 13, and the discharge valve 4 is connected with podpakernym space 14.
Герметизатор 11 устьевого штока 10 снабжен емкостью 15 для смазки 16. Межтрубное пространство 17 скважины сообщено с подводящим воду трубопроводом 18, а плунжер 8 дополнительно снабжен устройством 19 для его принудительного хода вниз. Ниже нагнетательного клапана 4 установлен дополнительный нагнетательный клапан 20, сообщенный с подпакерным пространством 14 и с выходом 21 нагнетательного клапана 4 через разъединительное устройство 22.The sealant 11 of the wellhead rod 10 is provided with a capacity 15 for lubrication 16. The annular space 17 of the well is in communication with the water supply pipe 18, and the plunger 8 is additionally equipped with a device 19 for forcing it down. Below the discharge valve 4, an additional discharge valve 20 is installed, which communicates with the under-packer space 14 and with the outlet 21 of the discharge valve 4 through the disconnecting device 22.
Устройство 19 для принудительного хода вниз плунжера 8 выполнено:Device 19 for forced downward movement of the plunger 8 is made:
- в виде соединенных с ним грузов 23, расположенных выше и/или ниже плунжера 8;- in the form of cargoes 23 connected to it, located above and / or below the plunger 8;
- в виде пневмоаккумулятора 24 (см. фиг. 2), рабочей полостью 25 которого является верхняя часть колонны труб 3;- in the form of a pneumatic accumulator 24 (see Fig. 2), the working cavity 25 of which is the upper part of the pipe string 3;
- в виде соединенных с ним грузов 23 (см. фиг. 1), расположенных выше и/или ниже плунжера 8 и пневмоаккумулятора 24 (см. фиг. 2), рабочей полостью 25 которого является верхняя часть колонны труб 3 (на фиг. вместе не показано).- in the form of loads 23 connected with it (see Fig. 1) located above and / or below the plunger 8 and the pneumatic accumulator 24 (see Fig. 2), the working cavity 25 of which is the upper part of the pipe string 3 (in Fig. together not shown).
Монтаж в скважине установки производится в следующем порядке. Сначала в скважину на заданную глубину на технологической колонне труб с применением известного посадочного инструмента, например, ИПМ5 (на фиг. не показано), спускают пакер 1 (см. фиг. 1) с присоединенным к нему дополнительным нагнетательным клапаном 20, который может быть размещен как выше пакера 1, так и под пакером 1 (на фиг. не показано). Посадочный инструмент устанавливается выше пакера 1 и нагнетательного клапана 20. По достижению заданной глубины производится посадка пакера 1 в скважине, после чего технологическая колонна при помощи посадочного инструмента отсоединяется и извлекается на поверхность, а пакер 1 с дополнительным клапаном 20 и корпусом 26 посадочного инструмента автономно остаются в скважине. Затем в скважину на колонне труб 3 спускают насосное оборудование в следующей последовательности: в самом низу устанавливается ниппель 27, затем нагнетательный 4 и всасы-вающий 5 клапан, к которому присоединяется цилиндр 7 насоса 6. При применении установки в глубоких скважинах между цилиндром 7 и всасывающим клапаном 5 устанавливают необходимой длины хвостовик 28. Спуск оборудования на колонне труб 3 ведут до посадки ниппеля 27 в корпус 26. Затем на штангах 9 спускают плунжер 8 в цилиндре 7. Полость колонны труб 3 над плунжером 8 за-полняется жидкостью через вентиль 29.Installation in the installation well is carried out in the following order. First, the packer 1 (see Fig. 1) with an additional pressure valve 20 attached to it, which can be placed, is lowered into the well at a predetermined depth on the pipe string using a known planting tool, for example, IPM5 (not shown in FIG.) both above packer 1 and below packer 1 (not shown in FIG.). The planting tool is installed above the packer 1 and pressure valve 20. Upon reaching the specified depth, the packer 1 is planted in the well, after which the process string is disconnected and removed to the surface with the help of the planting tool, and the packer 1 with the additional valve 20 and the housing tool housing 26 remain autonomous in the well. Then, pumping equipment is lowered into the well on the pipe string 3 in the following sequence: a nipple 27 is installed at the very bottom, then a discharge 4 and a suction 5 valve, to which cylinder 7 of the pump 6 is connected. When using the installation in deep wells, between cylinder 7 and the suction the valve 5 sets the required length of the shank 28. The equipment is lowered on the pipe string 3 until the nipple 27 is inserted into the housing 26. Then, on the rods 9, the plunger 8 is lowered in the cylinder 7. The cavity of the pipe string 3 above the plunger 8 is filled with liquid Strongly through the valve 29.
Плунжер 8 спускают на штангах 9 вместе с грузами 23 или без них.The plunger 8 is lowered on the rods 9 with or without cargo 23.
Установка с грузами 23 работает следующим образом.Installation with loads 23 works as follows.
После монтажа установки в скважине и обвязки устья 12 с трубопроводом 18 установку пускают в работу. По трубопроводу 18 вода подается в межтрубное пространство 17, по которому далее поступает вниз, в надпакерное пространство 13. Производительность подачи воды по трубопроводу 18 соответствует производительности насоса 6. При ходе плунжера 8 вверх вода из надпакерного пространства 13 через фильтр 30 поступает через открывшийся всасываю-щий клапан 5 в полость хвостовика 28 и в полость цилиндра 7 под плунжером 8. При ходе плунжера 8 вниз давление воды в полости под плунжером 8 под действием веса штанг 9, веса столба воды в колонне труб 3 и грузов 23, расположенных выше и ниже плунжера 8, начинает возрастать. Под действием этого давле-ния открываются нагнетательный клапан 4 и дополнительный нагнетательный клапан 20, а вода, поступившая ранее в насос 6 при ходе плунжера 8 вверх, будет при ходе плунжера 8 вниз нагнетаться в подпакерное пространство 14 и далее в пласт 2. Далее цикл работы установки повторяется.After installing the installation in the well and strapping the mouth 12 with the pipeline 18, the installation is put into operation. Through the pipeline 18, water is supplied to the annular space 17, through which it then goes down to the over-packer space 13. The water supply through the pipe 18 corresponds to the capacity of the pump 6. When the plunger 8 moves upward, the water from the over-packer 13 through the filter 30 enters through the open suction valve 5 into the cavity of the shank 28 and into the cavity of the cylinder 7 under the plunger 8. When the plunger 8 moves downward, the water pressure in the cavity under the plunger 8 is influenced by the weight of the rods 9, the weight of the water column in the pipe string 3 and weights 23, dix above and below the plunger 8 begins to increase. Under the influence of this pressure, the discharge valve 4 and the additional discharge valve 20 are opened, and the water that previously entered the pump 6 during the upward movement of the plunger 8 will be pumped into the under-packer space 14 and further into the formation 2 during the upward movement of the plunger 8. Next, the operation cycle installation is repeated.
Масса грузов, необходимая для осуществления закачки в пласт воды по предполагаемому давлению закачки для обеспечения заданной приемистости, может быть определена по формулеThe mass of goods required for water injection into the reservoir from the estimated injection pressure to ensure a given injectivity can be determined by the formula
Figure 00000001
Figure 00000001
где Qгр - масса грузов, кг;where Q gr is the mass of cargo, kg;
Рзак - предполагаемое давление закачки, Па;P Zack - estimated injection pressure, Pa;
Fпл - площадь сечения плунжера, м2;F PL - the cross-sectional area of the plunger, m 2 ;
Qшт - вес штанг, Н;Q pc - the weight of the rods, N;
b - коэффициент потери веса штанг и грузов в жидкости;b is the weight loss coefficient of the rods and weights in the liquid;
Qж - вес жидкости в колонне труб, Н;Q W - the weight of the liquid in the pipe string, N;
Тпл - сила трения в плунжерной паре насоса, Н;T PL - the friction force in the plunger pair of the pump, N;
g - ускорение свободного падения, м/с2.g - acceleration of gravity, m / s 2 .
Работа установки с пневмоаккумулятором 24 (см. фиг.2) аналогична работе установки с грузами 23 (см. фиг.1).The operation of the installation with a pneumatic accumulator 24 (see figure 2) is similar to the operation of the installation with loads 23 (see figure 1).
После монтажа установки в скважине (см. фиг.2) колонну труб 3 заполняют водой, оставляя верхнюю часть колонны труб 3 незаполненной. Через вентиль 29 верхнюю часть колонны труб 3 заполняют газом под давлением, образуя рабочую полость 25 пневмоаккумулятора 24.After installing the installation in the well (see figure 2), the pipe string 3 is filled with water, leaving the upper part of the pipe string 3 empty. Through the valve 29, the upper part of the pipe string 3 is filled with gas under pressure, forming the working cavity 25 of the pneumatic accumulator 24.
При ходе штанг 9 и плунжера 8 вверх жидкость, находящаяся над плунжером 8, также поднимается вверх, при этом преодолевается давление газа в рабочей полости 25 пневмоаккумулятора 24. При ходе штанг 8 вниз давление газа в рабочей полости 25 через столб жидкости в колонне труб 3 действует сверху на плунжер 8 и способствует преодолению противодавления в пласте 2, возникающего при закачке в него воды.When the rods 9 and the plunger 8 move upward, the liquid above the plunger 8 also rises upward, and the gas pressure in the working cavity 25 of the pneumatic accumulator 24 is overcome. When the rods 8 are downward, the gas pressure in the working cavity 25 through the liquid column in the pipe string 3 acts on top of the plunger 8 and helps to overcome the back pressure in the reservoir 2 that occurs when water is pumped into it.
Давление газа в рабочей полости 25 пневмоаккумулятора 24 в зависимости от предполагаемого давления закачки воды в пласт определяют по формулеThe gas pressure in the working cavity 25 of the pneumatic accumulator 24, depending on the estimated pressure of water injection into the reservoir, is determined by the formula
Figure 00000002
Figure 00000002
где Рпн - давление газа в пневмоаккумуляторе, Па.where R Mon - gas pressure in the pneumatic accumulator, Pa.
При необходимости закачки воды в пласт с очень низкой приемистостью и недостаточности усилий для преодоления давления закачки при ходе плунжера вниз рассмотренными выше вариантами выполнения установки, может быть ор-ганизована третья компоновка установки, в которой совмещены обе рассмотренные выше компоновки, и в которой устройство для принудительного хода вниз плунжера выполнено в виде соединенных с ним дополнительных грузов 23 (см. фиг.1) и пневмоаккумулятора 24 (см. фиг.2) одновременно (на фиг. вместе не показано).If it is necessary to inject water into the formation with a very low injectivity and insufficient efforts to overcome the injection pressure during the plunger downstairs of the installation described above, the third installation configuration can be arranged in which both of the above configurations are combined, and in which the device for forced the downward stroke of the plunger is made in the form of additional weights 23 connected to it (see Fig. 1) and a pneumatic accumulator 24 (see Fig. 2) at the same time (not shown together in Fig.).
Работа такой компоновки устройства аналогична рассмотренным выше компоновкам установки. В этом случае, в соответствии с формулой (2), давление газа в рабочей полости 25 (см. фиг.2) пневмоаккумулятора 24 в зависимости от предполагаемого давления закачки воды в пласт определяют с учетом массы грузов 23 по формулеThe operation of such a device arrangement is similar to the installation configurations discussed above. In this case, in accordance with formula (2), the gas pressure in the working cavity 25 (see figure 2) of the pneumatic accumulator 24, depending on the expected pressure of water injection into the reservoir, is determined taking into account the mass of cargo 23 according to the formula
Figure 00000003
Figure 00000003
Применение фильтра 30 (см. фиг. 1) на входе во всасывающий клапан 5 позволяет исключить попадание механических примесей в клапаны 5, 4 и 20, повысить надежность их работы и, соответственно, надежность работы установки в целом.The use of a filter 30 (see Fig. 1) at the inlet to the suction valve 5 eliminates the ingress of mechanical impurities into the valves 5, 4 and 20, improves the reliability of their operation and, accordingly, the reliability of the installation as a whole.
Уровень жидкости в колонне труб 3 во всех компоновках установки располагается ниже устьевого штока 10, поэтому герметизатор 11 устьевого штока 10 не может смазываться и охлаждаться этой жидкостью. С целью исключения сухого трения и перегрева герметизатора 11 при возвратно-поступательном движении устьевого штока 10, герметизатор 11 снабжен емкостью 15, в которую заливают смазку 16. Такое выполнение герметизатора 11 обеспечивает его смазку, охлаждение и надежную долговечную работу.The liquid level in the pipe string 3 in all plant layouts is located below the wellhead 10, therefore, the seal 11 of the wellhead 10 cannot be lubricated and cooled by this fluid. In order to eliminate dry friction and overheating of the sealant 11 during the reciprocating movement of the wellhead rod 10, the sealant 11 is equipped with a tank 15 into which grease is poured 16. This embodiment of the sealant 11 provides its lubrication, cooling and reliable long-term operation.
При выходе насоса 6 из строя его извлекают из скважины, при этом в скважине остается автономно размещенный в скважине пакер 1 и дополнительный нагнетательный клапан 20. Разъединение от автономно размещенного в скважине оборудования производится с помощью разъединительного устройства 22. Поскольку при работе насоса в пласт производилась закачка воды, то давление в пласте и подпакерной полости значительно превышает гидростатическое давление в надпакерной полости скважины, за счет чего дополнительный нагнетательный клапан 20, в качестве которого может быть использован и клапан-отсекатель (на фиг. не показан), находится в закрытом состоянии, что позволяет извлечь из скважины все оборудование, соединенное с колонной труб 3, при этом исключить излив воды из скважины на устье без применения жидкостей глушения или длительного стравливания давления из пласта.When the pump 6 fails, it is removed from the well, while the packer 1 and an additional pressure valve 20 are left autonomously located in the well. The disconnection from the equipment autonomously placed in the well is done using a disconnecting device 22. Since the pump was injected into the formation, water, the pressure in the reservoir and the under-packer cavity significantly exceeds the hydrostatic pressure in the over-packer cavity of the well, due to which an additional pressure valve 20, as a cat Or, a shutoff valve (not shown in Fig.) can be used, it is in a closed state, which makes it possible to extract all equipment connected to the pipe string 3 from the well, while eliminating the outflow of water from the well at the wellhead without the use of damping liquids or prolonged release of pressure from the reservoir.
Такое выполнение установки позволяет расширить область ее применения в нагнетательных скважинах с высоким давлением закачки, повысить надежность работы установки за счет повышения надежности работы всасывающего и нагнетательного клапанов, а также повысить эффективность эксплуатации скважины за счет сокращения сроков ее ремонта.This embodiment of the installation allows to expand the scope of its application in injection wells with high injection pressure, to increase the reliability of the installation by increasing the reliability of the suction and discharge valves, as well as to increase the efficiency of the operation of the well by reducing the time for its repair.

Claims (4)

1. Установка скважинная штанговая насосная для закачки воды в пласт, содержащая пакер, установленный выше пласта, колонну труб с нагнетательным и всасывающим клапанами, плунжерный насос с цилиндром, спускаемым на колонне труб и установленным выше клапанов, и плунжером, соединенным со штангами и устьевым штоком с герметизатором на устье, при этом всасывающий клапан сообщен с надпакерным пространством, нагнетательный - с подпакерным пространством, отличающаяся тем, что герметизатор устьевого штока снабжен емкостью для смазки, межтрубное пространство скважины сообщено с подводящим воду трубопроводом, а плунжер дополнительно снабжен устройством для его принудительного хода вниз, при этом ниже нагнетательного клапана установлен дополнительный нагнетательный клапан, сообщенный с подпакерным пространством и с выходом нагнетательного клапана через разъединительное устройство.1. Installation of a borehole sucker rod pump for pumping water into the formation, containing a packer installed above the formation, a pipe string with discharge and suction valves, a plunger pump with a cylinder running on the pipe string and installed above the valves, and a plunger connected to the rods and wellhead with a sealant at the mouth, while the suction valve is in communication with the overpacker space, the discharge valve is connected with the underpacker space, characterized in that the wellhead stem sealant is equipped with a lubricant reservoir, the annulus a nd hole communicated to the feed water pipe, and the plunger is further provided with a device for forced its downward stroke, the discharge valve is mounted below the additional delivery valve, communicating with the space and the packer with the discharge valve outlet through decoupler.
2. Установка скважинная штанговая насосная для закачки воды в пласт по п.1, отличающаяся тем, что устройство для принудительного хода вниз плунжера выполнено в виде соединенных с ним грузов.2. Installation of a borehole sucker rod pump for pumping water into the reservoir according to claim 1, characterized in that the device for forced downward movement of the plunger is made in the form of loads connected to it.
3. Установка скважинная штанговая насосная для закачки воды в пласт по п.1, отличающаяся тем, что устройство для принудительного хода вниз плунжера выполнено в виде пневмоаккумулятора, рабочей полостью которого является верхняя часть колонны труб.3. Installation of a downhole sucker rod pump for pumping water into the reservoir according to claim 1, characterized in that the device for forcing down the plunger is made in the form of a pneumatic accumulator, the working cavity of which is the upper part of the pipe string.
4. Установка скважинная штанговая насосная для закачки воды в пласт по п.1, отличающаяся тем, что устройство для принудительного хода вниз плунжера выполнено в виде соединенных с ним дополнительных грузов и пневмоаккумулятора. 4. Installation of a downhole sucker rod pump for pumping water into the reservoir according to claim 1, characterized in that the device for forced downward movement of the plunger is made in the form of additional loads connected to it and a pneumatic accumulator.
RU2012122779/03A 2012-06-01 2012-06-01 Oil-well sucker-rod pumping unit for water pumping to stratum RU2498058C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2012122779/03A RU2498058C1 (en) 2012-06-01 2012-06-01 Oil-well sucker-rod pumping unit for water pumping to stratum

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2012122779/03A RU2498058C1 (en) 2012-06-01 2012-06-01 Oil-well sucker-rod pumping unit for water pumping to stratum

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2498058C1 true RU2498058C1 (en) 2013-11-10

Family

ID=49683178

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2012122779/03A RU2498058C1 (en) 2012-06-01 2012-06-01 Oil-well sucker-rod pumping unit for water pumping to stratum

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2498058C1 (en)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN103924952A (en) * 2014-05-08 2014-07-16 付吉平 Pull plug type large-pressure-difference downhole layered water injection control device
CN104806204A (en) * 2015-05-11 2015-07-29 马军伟 Single-bar oil extraction device and application method
CN105332677A (en) * 2015-11-06 2016-02-17 中国石油天然气股份有限公司 Cable direct-controlled water distribution system

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6173768B1 (en) * 1999-08-10 2001-01-16 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for downhole oil/water separation during oil well pumping operations
RU2184833C2 (en) * 2000-01-24 2002-07-10 Лепехин Юрий Николаевич Method of assembly of compound continuously wound sucker-rod string and stage of continuously wound sucker-rod string
RU2285152C1 (en) * 2005-07-12 2006-10-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Device for sealing wellhead rod of sucker-rod pumping unit
RU2287672C1 (en) * 2005-06-01 2006-11-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Plant for forcing liquid from water bed of well into oil bed
CN2918790Y (en) * 2005-11-17 2007-07-04 张祁 Hydraulic booster system for oil well re-injection sucker-rod pump
RU2364708C1 (en) * 2007-12-26 2009-08-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Unit borehole rod pumping with double-acting pump
RU2436996C1 (en) * 2010-09-27 2011-12-20 Владимир Васильевич Кунеевский Bottom-hole oil pump of double action

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6173768B1 (en) * 1999-08-10 2001-01-16 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for downhole oil/water separation during oil well pumping operations
RU2184833C2 (en) * 2000-01-24 2002-07-10 Лепехин Юрий Николаевич Method of assembly of compound continuously wound sucker-rod string and stage of continuously wound sucker-rod string
RU2287672C1 (en) * 2005-06-01 2006-11-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Plant for forcing liquid from water bed of well into oil bed
RU2285152C1 (en) * 2005-07-12 2006-10-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Device for sealing wellhead rod of sucker-rod pumping unit
CN2918790Y (en) * 2005-11-17 2007-07-04 张祁 Hydraulic booster system for oil well re-injection sucker-rod pump
RU2364708C1 (en) * 2007-12-26 2009-08-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Unit borehole rod pumping with double-acting pump
RU2436996C1 (en) * 2010-09-27 2011-12-20 Владимир Васильевич Кунеевский Bottom-hole oil pump of double action

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN103924952A (en) * 2014-05-08 2014-07-16 付吉平 Pull plug type large-pressure-difference downhole layered water injection control device
CN104806204A (en) * 2015-05-11 2015-07-29 马军伟 Single-bar oil extraction device and application method
CN105332677A (en) * 2015-11-06 2016-02-17 中国石油天然气股份有限公司 Cable direct-controlled water distribution system

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CA2619252C (en) An improved reciprocated pump system for use in oil wells
US6173768B1 (en) Method and apparatus for downhole oil/water separation during oil well pumping operations
CA2503917C (en) Apparatus and method for reducing gas lock in downhole pumps
US8657014B2 (en) Artificial lift system and method for well
US4540348A (en) Oilwell pump system and method
US20050175476A1 (en) Gas well liquid recovery
CN104024564A (en) System and method for production of reservoir fluids
CA2898261C (en) Anti-gas lock valve for a reciprocating downhole pump
CA3016561C (en) Bottom hole assembly for configuring between artificial lift systems
US20120114510A1 (en) Reciprocated Pump System for Use in Oil Wells
RU2498058C1 (en) Oil-well sucker-rod pumping unit for water pumping to stratum
US20090242195A1 (en) Top Hold Down Rod Pump with Hydraulically Activated Drain and Method of Use
US9151141B1 (en) Apparatus and method for modifying loading in a pump actuation string in a well having a subsurface pump
RU2361115C1 (en) Bottomhole pump set for product lifting along well flow string
CA2281083C (en) Method and apparatus for down-hole oil/water separation during oil well pumping operations
US4565496A (en) Oil well pump system and method
US10060236B1 (en) Low slip plunger for oil well production operations
RU33180U1 (en) Submersible pumping unit for operation of producing wells
RU2415302C1 (en) Deep-well pumping unit for tubingless operation of wells
RU2549937C1 (en) Downhole pump
RU165390U1 (en) INSTALLATION OF A Borehole Hydraulic Piston Pumping Unit For Oil Production
RU2704088C1 (en) Deep gas bypass device for well operated by sucker-rod pump
RU2621583C1 (en) Deep-well pumping unit for lifting products in production string
CN104929595A (en) Pulsating pressure driving self-balancing piston pump drain device and technological method thereof
RU2519153C1 (en) Downhole pump unit

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20190602