RU2550842C1 - Скважинная штанговая насосная установка (варианты) - Google Patents
Скважинная штанговая насосная установка (варианты) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2550842C1 RU2550842C1 RU2014122153/06A RU2014122153A RU2550842C1 RU 2550842 C1 RU2550842 C1 RU 2550842C1 RU 2014122153/06 A RU2014122153/06 A RU 2014122153/06A RU 2014122153 A RU2014122153 A RU 2014122153A RU 2550842 C1 RU2550842 C1 RU 2550842C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- rod
- pump
- wellhead
- polished
- filled
- Prior art date
Links
- 238000005086 pumping Methods 0.000 title claims description 11
- 239000003129 oil well Substances 0.000 title abstract 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 57
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 10
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 claims description 28
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 24
- 239000011521 glass Substances 0.000 claims description 17
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 14
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 239000010687 lubricating oil Substances 0.000 abstract 2
- 239000012636 effector Substances 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 abstract 1
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 6
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 3
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 3
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 2
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000003032 molecular docking Methods 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005299 abrasion Methods 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 239000003292 glue Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N mercury Chemical compound [Hg] QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052753 mercury Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 238000003466 welding Methods 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
- F04B53/00—Component parts, details or accessories not provided for in, or of interest apart from, groups F04B1/00 - F04B23/00 or F04B39/00 - F04B47/00
- F04B53/18—Lubricating
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/20—Flexible or articulated drilling pipes, e.g. flexible or articulated rods, pipes or cables
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
- E21B43/121—Lifting well fluids
- E21B43/126—Adaptations of down-hole pump systems powered by drives outside the borehole, e.g. by a rotary or oscillating drive
-
- 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
- F04B47/02—Pumps or pumping installations specially adapted for raising fluids from great depths, e.g. well pumps the driving mechanisms being situated at ground level
- F04B47/026—Pull rods, full rod component parts
-
- 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
- F04B47/06—Pumps or pumping installations specially adapted for raising fluids from great depths, e.g. well pumps having motor-pump units situated at great depth
-
- 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
- F04B53/00—Component parts, details or accessories not provided for in, or of interest apart from, groups F04B1/00 - F04B23/00 or F04B39/00 - F04B47/00
- F04B53/10—Valves; Arrangement of valves
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Изобретение относится к скважинным штанговым насосным установкам. Скважинная штанговая насосная установка состоит из неподвижной гибкой длинномерной трубы, внутри которой размещена подвижная гибкая длинномерная штанга, один конец которой соединен с силовым приводом на поверхности, а второй - с рабочим органом погружного плунжерного или винтового насоса. Места входа и выхода подвижной гибкой длинномерной штанги и неподвижной гибкой трубы уплотнены. Кольцевое пространство между ними заполнено смазывающей жидкостью и имеет канал на устьевом конце. Нижний и верхний концы неподвижной гибкой трубы соединены с устьевым и насосным патрубками. На нижнем конце штанги расположен стакан, заполненный жидкостью с большим удельным весом, которая обеспечивает защиту уплотнения плунжерного насоса. Гибкая длинномерная штанга может совершать вращательное или возвратно-поступательное движения. Как другой вариант, на нижнем конце штанги расположен перевернутый стакан, заполненный смазывающей жидкостью, которая обеспечивает защиту уплотнения скважинного насоса, а для его подпитки, между ним и кольцевым пространством, установлен тарированный на расчетное давление перепускной клапан. Для доставки на поверхность скважинной жидкости может использоваться отдельная лифтовая колонна или многоканальный колтюбинг. Повышается надежность работы глубинного насоса, увеличивается межремонтный период и уменьшается энергия, затрачиваемая на работу насоса. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 6 ил.
Description
Изобретение относится к скважинным штанговым насосным установкам, таким как плунжерный и винтовой насосы со штанговыми приводами, для подъема жидкости из скважин с больших глубин, особенно из сильно искривленных скважин.
Известен штанговый привод скважинных штанговых насосных установок, выпускаемый американской фирмой Weatherford под маркой COROD (www.weatherford.com/corod) и канадской фирмой PRO-ROD (www.prorod.com), представляющий из себя единую длинномерную гибкую штангу, которая полностью заменяет колонну составных штанг, и имеющую длину, равную глубине спуска погружного объемного насоса. В случае применения погружного плунжерного насоса длинномерная гибкая штанга верхним концом через полированный шток присоединяется к источнику возвратно-поступательных движений, например станку-качалке, а другим концом, непосредственно или через переходную штангу, с погружным плунжерным насосом. Кроме того, Weatherford выпускает для работы с погружными плунжерными насосами длинномерную гибкую штангу с эллиптическим сечением для уменьшения удельной нагрузки от штанги на насосно-компрессорные трубы. В случае применения погружного винтового насоса длинномерная гибкая штанга верхним концом присоединяется к источнику вращательного движения, а другим концом, непосредственно или через переходную штангу, с погружным винтовым насосом. Несмотря на дороговизну длинномерной гибкой штанги и необходимость дополнительного оборудования спуск или подъем длинномерной гибкой штанги в или из скважины занимает очень малое время. Из-за отсутствия муфтовых соединений резко уменьшен износ насосно-компрессорных труб от их перетирания утолщенной частью колонны штанг. В некоторых сильноискривленных скважинах применение длинномерной гибкой штанги часто является единственным решением для обеспечения лифта скважинной жидкости на поверхность.
Недостатком вышеупомянутого длинномерного штангового привода погружного объемного насоса является то, что износ насосно-компрессорных труб от перетирания их длинномерной гибкой штангой все равно остается высоким за счет попадания твердых частиц, например песка, между трущимися поверхностями длинномерной гибкой штанги и внутренней поверхностью насосно-компрессорных труб. Кроме того, скважинная жидкость не обладает хорошим смазывающим эффектом между трущимися поверхностями.
Наиболее близкой по технической сущности и достигаемому результату является скважинная штанговая насосная установка, содержащая установленный на колонне насосно-компрессорных труб скважинный штанговый насос, рабочий орган которого связан с колонной полых штанг, последовательно соединенных между собой съемными соединениями. Каждая полость штанги изолирована, содержит герметичные пробки, с образованием переходников для съемных соединений, вакуумирована или заполнена газом. Штанги выполнены из металла с малым удельным весом и защищены от коррозии (см. патент РФ №2235905 от 07.05.2003).
Недостатком скважинной штанговой насосной установки, выбранной за прототип, является дороговизна, увеличенный износ трущихся частей колонны штанг и насосно-компрессорных труб друг об друга.
Задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение, является полная изоляция и защита трущейся пары - длинномерная гибкая штанга - внутренняя поверхность насосно-компрессорных труб от воздействия скважинной жидкости и ее ингредиентов и размещение смазывающей жидкости между трущимися поверхностями.
Технический результат заключается в повышении надежности работы скважинного насоса, увеличении межремонтного периода работы и уменьшении энергии, затрачиваемой на работу скважинной штанговой насосной установки.
Указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что в скважинной штанговой насосной установке, содержащей силовой привод и установленный в колонне насосно-компрессорных труб скважинный насос, рабочий орган которого связан со штанговым приводом, согласно изобретению штанговый привод состоит из неподвижной гибкой трубы, внутри которой размещена подвижная гибкая штанга, один конец которой соединен с силовым приводом на поверхности через устьевой полированный шток, а второй - с рабочим органом в виде плунжера скважинного насоса через насосный полированный шток, места входа и выхода подвижной гибкой штанги и неподвижной гибкой трубы уплотнены, кольцевое пространство между ними заполнено смазывающей жидкостью и имеет канал на устьевом конце, нижний и верхний концы неподвижной гибкой трубы соединены с устьевым и насосным патрубками, длина которых больше максимального хода плунжера скважинного насоса, причем верхний конец устьевого патрубка соединен с уплотнительным узлом устьевого полированного штока, а нижний конец насосного патрубка соединен с уплотнительным узлом насосного полированного штока, который своим нижним концом жестко соединен со стаканом, залитым жидкостью, посредством стыковочного узла, имеющей удельный вес больший, чем откачиваемая жидкость с возможностью нахождения в ней уплотнительного узла полированного штока при любом его положении.
Кроме того, указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что в скважинной штанговой насосной установке, содержащей силовой привод и установленный в колонне насосно-компрессорных труб скважинный насос, рабочий орган которого связан со штанговым приводом, согласно изобретению штанговый привод состоит из неподвижной гибкой трубы, внутри которой размещена подвижная гибкая штанга, один конец которой соединен с силовым приводом на поверхности через устьевой полированный шток, а второй, с рабочим органом в виде вала винтового насоса, через насосный полированный шток, места входа и выхода подвижной гибкой штанги и неподвижной гибкой трубы уплотнены, кольцевое пространство между ними заполнено смазывающей жидкостью и имеет канал на устьевом конце, нижний и верхний концы неподвижной гибкой трубы соединены с устьевым и насосным патрубками, причем верхний конец устьевого патрубка соединен с уплотнительным узлом устьевого полированного штока, а нижний конец насосного патрубка соединен с уплотнительным узлом насосного полированного штока и с перевернутым стаканом, залитым смазывающей жидкостью. Кольцевое пространство, заполненное смазывающей жидкостью, содержит дополнительный канал для создания избыточного давления. Кольцевое пространство, заполненное смазывающей жидкостью, соединено с полостью перевернутого стакана посредством тарированного на расчетное давление перепускного клапана.
На фиг. 1 показана скважинная штанговая плунжерная насосная установка с буферной жидкостью в стакане на подвижной гибкой штанге в верхнем рабочем положении плунжера. На фиг. 2 показана скважинная штанговая плунжерная насосная установка с буферной жидкостью в стакане на подвижной гибкой штанге в нижнем рабочем положении плунжера. На фиг. 3 показана скважинная штанговая плунжерная насосная установка с перевернутым стаканом на неподвижной гибкой трубе. На фиг. 4 показана скважинная штанговая винтовая насосная установка с перевернутым стаканом на неподвижной гибкой трубе. На фиг. 5 показана скважинная штанговая плунжерная насосная установка с двухканальным колтюбингом. На фиг. 6 показана скважинная штанговая винтовая насосная установка с отдельным лифтовым каналом.
Скважинная штанговая насосная установка с плунжерным насосом состоит из (фиг. 1 и 2) неподвижной длинномерной гибкой трубы 1, внутри которой находится подвижная длинномерная гибкая штанга 2. Неподвижная длинномерная гибкая труба 1 находится внутри колонны насосно-компрессорных труб 3. Неподвижная длинномерная гибкая труба 1 своей нижней частью через переходник 4 соединена с верхним концом насосного патрубка 5, длина которого больше максимального хода плунжера 28 скважинного насоса 29 на расчетную величину. Нижний конец насосного патрубка 5 соединен с уплотнительным узлом 6, в котором находится уплотнение 7 насосного полированного штока 8. Насосный полированный шток 8 соединен с подвижной длинномерной гибкой штангой 2 непосредственно через стандартное соединение или при помощи муфты 9. Резьба под муфту 9 может быть выполнена непосредственно на теле подвижной длинномерной гибкой штанги 2 для удобства ее размещения внутри неподвижной длинномерной гибкой трубы 1. Нижний конец насосного полированного штока 8 жестко соединен со стаканом 10 посредством соединительного узла 11. Наружный диаметр стакана 10 меньше внутреннего диаметра колонны насосно-компрессорных труб 3, а внутренний диаметр стакана 10 больше наружного диаметра насосного патрубка 5. В стакан 10 залита буферная жидкость 12 с большим удельным весом и несмешиваемая со скважинной жидкостью 13, например ртуть. Длина стакана 10 имеет такую величину и в него залито столько буферной жидкости 12, что при любом положении насосного полированного штока 8 буферная жидкость 12 покрывает уплотнительный узел 6 и служит его защитой от контакта со скважинной жидкостью 13. Для слива буферной жидкости 12 на поверхности, в соединительном узле 11, имеется сливной клапан 14. Соединительный узел 11 соединен своей нижней частью с переходной штангой 15, которая соединена с плунжером 28 скважинного насоса 29. В другом варианте защиты уплотнительного узла 6 от контакта со скважинной жидкостью 13 (фиг. 3) используется перевернутый стакан 36, жестко соединенный с неподвижной длинномерной гибкой трубой 1 и заполненный смазывающей жидкостью 23. Между патрубком 5 и перевернутым стаканом 36 расположен тарированный клапан 37, который при достижении расчетного давления смазывающей жидкости 23 в неподвижной длинномерной гибкой трубе 1 открывается и обеспечивает ее переток в перевернутый стакан 36, что позволяет добавлять или полностью заменять смазывающую жидкость 23 в полости перевернутого стакана 36. Учитывая то, что удельный вес смазывающей жидкости 23 меньше удельного веса скважинной жидкости 13, то смазывающая жидкость 23 всегда будет заперта в перевернутом стакане 36, обеспечивая, тем самым, ванну из смазывающей жидкости 23 для другого конца уплотнительного узла 6. Количество перетекающей смазывающей жидкости 23 в перевернутый стакан 36 контролируется на устье работой насоса. Уровень жидкости 38 (поверхность контакта смазывающей жидкости 23 и скважинной жидкости 13) регулируется нижним срезом перевернутого стакана 36. В случае применения в качестве скважинного насоса 29 трубного штангового насоса, соединительный узел 11 может содержать штанговое цанговое соединение (не показано), а в случае применения в качестве скважинного насоса 29 вставного штангового насоса, цанговое соединение находится на самом вставном штанговом насосе (не показано). Неподвижная длинномерная гибкая труба 1 своей верхней частью (фиг. 1 и 2) через переходник 16 соединена с нижним концом устьевого патрубка 17, длина которого больше максимального хода плунжера 28 скважинного насоса 29 на расчетную величину. Верхний конец устьевого патрубка 17 соединен с устьевой скважинной головкой 25, на которой размещен уплотнительный узел 18, в котором находится уплотнение 19 устьевого полированного штока 20. Устьевой полированный шток 20 соединен с подвижной длинномерной гибкой штангой 2 при помощи стандартного соединения или муфты 21. В кольцевое пространство 22 между неподвижной длинномерной гибкой трубой 1 и подвижной длинномерной гибкой штангой 2 залита смазывающая жидкость 23, причем кольцевое пространство 22 имеет выход на устье в виде канала 24 для долива смазывающей жидкости 23 или создания избыточного давления в кольцевом пространстве 22. Длинномерная гибкая штанга 2 может быть расположена внутри длинномерной гибкой трубы 1 в заводских условиях с размещением смазывающей жидкости 23 в кольцевом пространстве 22, с установкой устьевого 17 или 40 и насосного 5 или 34 патрубков с уплотнительными узлами 6, 18 или 41, тарированными клапанами 37 и стаканами 10 или 33 или 36 и спускаться в скважину как единая система. Буферная жидкость 12 заливается в стакан 10 непосредственно на устье перед спуском в скважину. Для уменьшения износа подвижных частей на расчетных местах неподвижной длинномерной гибкой трубы 1, подвижной длинномерной гибкой штанги 2 и стакана 10 могут устанавливаться центраторы (не показаны). Переходники 4 и 16 могут соединяться с подвижной длинномерной гибкой штангой 2 с помощью сварки, клея или механическим способом (прессовой посадкой или др.). Внутренняя полость плунжера 28, который находится в цилиндре скважинного насоса 29, сообщается с внутренней полостью 30 колонны насосно-компрессорных труб 3 посредством окна 27.
Скважинная штанговая насосная установка с винтовым насосом состоит из (фиг. 4) неподвижной длинномерной гибкой трубы 1, внутри которой находится подвижная длинномерная гибкая штанга 2. Неподвижная длинномерная гибкая труба 1 находится внутри колонны насосно-компрессорных труб 3. Нижний конец насосного патрубка 34 соединен с уплотнительным узлом 6, в котором находится уплотнение 7 насосного вала 39. Насосный вал 39 соединен с подвижной длинномерной гибкой штангой 2 непосредственно через стандартное соединение или при помощи муфты 9 и с валом 31 винтового насоса 32 при помощи муфты 26. Для защиты уплотнительного узла 6 от контакта со скважинной жидкостью 13 используется перевернутый стакан 33, жестко соединенный с неподвижной длинномерной гибкой трубой 1 и заполненный смазывающей жидкостью 23. В другом варианте защиты уплотнительного узла 6 от контакта со скважинной жидкостью 13 (не показан) используется стакан 10, жестко соединенный с неподвижной длинномерной гибкой трубой 1 и заполненный буферной жидкостью 12. Учитывая то, что подвижная длинномерная гибкая штанга 2 совершает вращательное движение, то стакан 10 может быть меньшего размера по сравнению с плунжерным вариантом и с меньшим количеством буферной жидкости 12 в нем. Между насосным патрубком 34 и перевернутым стаканом 33 расположен тарированный клапан 37, который при достижении расчетного давления смазывающей жидкости 23 в неподвижной длинномерной гибкой трубе 1 открывается и обеспечивает ее переток в перевернутый стакан 33, что позволяет добавлять или полностью заменять смазывающую жидкость 23 в полости перевернутого стакана 33. Верхний конец устьевого патрубка 40 соединен с устьевой скважинной головкой 25, на которой размещен уплотнительный узел 41, в котором находится уплотнение 42 устьевого вала 43. В кольцевое пространство 22 между неподвижной длинномерной гибкой трубой 1 и подвижной длинномерной гибкой штангой 2 залита смазывающая жидкость 23, причем кольцевое пространство 22 имеет выход на устье в виде канала 24 для долива смазывающей жидкости 23 или создания избыточного давления в кольцевом пространстве 22. Резьба под муфту 9 может быть выполнена непосредственно на теле подвижной длинномерной гибкой штанги 2 для удобства ее размещения внутри неподвижной длинномерной гибкой трубы 1. На устье находится силовой привод 35, для вращения подвижной длинномерной гибкой штанги 2.
Снаружи неподвижной гибкой длинномерной трубы 1 могут размещаться греющий кабель, капиллярная линия для подачи химреагентов на вход насоса, электрические кабели, провода и/или гидравлические каналы, и прикрепляться к ней, например, клямсами (не показано). Вместо неподвижной гибкой длинномерной трубы 1 может использоваться многоканальная гибкая длинномерная труба, например, двухканальная 46, где в одном канале находится подвижная длинномерная гибкая штанга 2, а второй используется как лифтовая колонна (фиг. 5) или, как другой вариант, подвижная длинномерная гибкая штанга 2 с неподвижной длинномерной гибкой трубой 1 внутри может размещаться снаружи лифтовой колонны 44 (фиг. 6), например, в виде колонны насосно-компрессорных труб 3, и прикрепляться к ней, например, клямсами. Для соединения обоих каналов и скважинного насоса 29 или 32 используется стыковочный переводник 45.
Скважинная штанговая насосная установка с плунжерным насосом работает следующим образом. В варианте с трубным насосом сначала в скважину спускается колонна насосно-компрессорных труб 3 с установленным на нижнем конце трубным насосом со штанговым автосцепом на верхнем конце переходной штанги 15, затем в колонну насосно-компрессорных труб 3 спускается система - неподвижная длинномерная гибкая труба - подвижная длинномерная гибкая штанга с ответным автосцепом на нижнем конце подвижной длинномерной гибкой штанги и соединяется или, в варианте с вставным насосом, сначала в скважину спускается колонна насосно-компрессорных труб 3 с насосным автосцепом на нижнем конце колонны, а затем в нее спускается система - неподвижная длинномерная гибкая труба - подвижная длинномерная гибкая штанга с установленным вставным насосом с ответным насосным автосцепом, например, в виде цангового соединения (не показано). В любом случае, перед спуском в скважину на устье в стакан 10 заливается расчетное количество буферной жидкости 12. После спуска в скважину скважинной штанговой насосной установки с плунжерным насосом, колонна насосно-компрессорных штанг 3 подсоединяется на устье к устьевой скважинной головке 25 и, затем, к промысловому коллектору, неподвижная длинномерная гибкая труба 1 через устьевой патрубок подсоединяется к устьевой скважинной головке 25 и через канал 24 подсоединяется к устройству (не показано) для расширения, подпитки и долива кольцевого пространства смазывающей жидкостью или создания избыточного давления в кольцевом пространстве 22. Подвижная длинномерная гибкая штанга 2 посредством полированного устьевого штока 20 и установкой уплотнительного узла 18 присоединяется к станку-качалке. При движении вверх, одновременно, с длинномерной гибкой штангой 2 вверх движется и соединительный узел 11 вместе со стаканом 10, заполненным буферной жидкостью 12, а скважинная жидкость 13 подается на устье скважины и одновременно происходит всасывание скважинной жидкости 13 в скважинный насос 29. Буферная жидкость 12 поднимается внутри стакана 10 за счет входа в него уплотнительного узла 6, имеющего диаметр больше, чем насосный полированный шток 8. Длина стакана 10 имеет такую величину и в нее залито столько буферной жидкости 12, что при верхнем положении насосного полированного штока 8 буферная жидкость 12 находится практически у верхнего среза стакана 10, но не доходит до него. При движении вниз, одновременно, с длинномерной гибкой штангой 2 вниз движется и соединительный узел 11 вместе со стаканом 10. Уровень буферной жидкости 12 начинает опускаться внутри стакана 10 за счет выхода из стакана 10 уплотнительного узла 6. Длина стакана 10 имеет такую величину и в нее залито столько буферной жидкости 12, что при нижнем положении насосного полированного штока 8 уровень буферной жидкости 12 находится выше уплотнительного узла 6, полностью покрывая его и предотвращая, таким образом, контакт уплотнения 7 со скважинной жидкостью 13 и увеличивая срок его службы. После достижения длинномерной гибкой штангой 2 своего нижнего положения, начинается ее движение вверх, и цикл повторяется.
Скважинная штанговая насосная установка с винтовым насосом работает следующим образом. Скважинная штанговая насосная установка с винтовым насосом может спускаться в колонну насосно-компрессорных труб 3 как единое целое с автосцепным устройством на валу 31 винтового насоса 32, а затем в колонну насосно-компрессорных труб 3 спускается система - неподвижная длинномерная гибкая труба - подвижная длинномерная гибкая штанга с автосцепом и соединяется или, как другой вариант, сначала в скважину спускается колонна насосно-компрессорных труб 3, а затем в нее спускается система - неподвижная длинномерная гибкая труба - подвижная длинномерная гибкая штанга с установленным винтовым насосом с автосцепом, например, в виде цангового соединения (не показано). После спуска в скважину системы неподвижная длинномерная гибкая труба - подвижная длинномерная гибкая штанга с автосцепом, например, в виде цангового соединения, позволяющего передавать вращательное движение, на устье колонна насосно-компрессорных штанг 3 через устьевую скважинную головку 25 подсоединяется к промысловому коллектору, длинномерная гибкая труба 1 через устьевой патрубок 40 соединяется с устьевой скважинной головкой 25 и через канал 24 подсоединяется к устройству (не показано) для расширения, подпитки и долива кольцевого пространства смазывающей жидкостью (емкость или гидронасос), а длинномерная гибкая штанга 2 присоединяется к силовому приводу 35 для ее вращения. Если в кольцевом пространстве 22 отсутствует смазывающая жидкость 23, то через канал 24 производят заполнение кольцевого пространства 22 смазывающей жидкостью 23. При включении силового привода 35 вращательное движение через подвижную длинномерную гибкую штангу 2 передается на вал 31 винтового насоса 32, который начинает перекачивать скважинную жидкость 13 на устье скважины. Изменение длины длинномерной гибкой штанги 2 от ее скручивания учитывается длиной патрубков.
Предлагаемое изобретение позволяет существенно увеличить межремонтный период скважины, улучшить экологию, уменьшить энергозатраты на единицу добываемой жидкости. В качестве длинномерной гибкой трубы могут использоваться как новый, так и отработанный, отбракованный или сращенный колтюбинг. Кроме того, вместо стальной длинномерной гибкой трубы может использоваться армированный шланг или шлангокабель, например, выпускаемый российской фирмой «Псковгеокабель».
Claims (6)
1. Скважинная штанговая насосная установка, содержащая силовой привод и установленный в колонне насосно-компрессорных труб скважинный насос, рабочий орган которого связан со штанговым приводом, отличающаяся тем, что штанговый привод состоит из неподвижной гибкой трубы, внутри которой размещена подвижная гибкая штанга, один конец которой соединен с силовым приводом на поверхности через устьевой полированный шток, а второй - с рабочим органом в виде плунжера скважинного насоса через насосный полированный шток, места входа и выхода подвижной гибкой штанги и неподвижной гибкой трубы уплотнены, кольцевое пространство между ними заполнено смазывающей жидкостью и имеет канал на устьевом конце, нижний и верхний концы неподвижной гибкой трубы соединены с устьевым и насосным патрубками, длина которых больше максимального хода плунжера скважинного насоса, причем верхний конец устьевого патрубка соединен с уплотнительным узлом устьевого полированного штока, а нижний конец насосного патрубка соединен с уплотнительным узлом насосного полированного штока, который своим нижним концом жестко соединен со стаканом, залитым жидкостью, посредством соединительного узла, имеющей удельный вес больший, чем откачиваемая жидкость с возможностью нахождения в ней уплотнительного узла полированного штока при любом его положении.
2. Скважинная штанговая насосная установка по п. 1, отличающаяся тем, что кольцевое пространство, заполненное смазывающей жидкостью, содержит дополнительный канал для создания избыточного давления.
3. Скважинная штанговая насосная установка по п. 1, отличающаяся тем, что кольцевое пространство, заполненное смазывающей жидкостью, соединено с полостью перевернутого стакана посредством тарированного на расчетное давление перепускного клапана.
4. Скважинная штанговая насосная установка, содержащая силовой привод и установленный в колонне насосно-компрессорных труб скважинный насос, рабочий орган которого связан со штанговым приводом, отличающаяся тем, что штанговый привод состоит из неподвижной гибкой трубы, внутри которой размещена подвижная гибкая штанга, один конец которой соединен с силовым приводом на поверхности через устьевой полированный шток, а второй, с рабочим органом в виде вала винтового насоса, через насосный полированный шток, места входа и выхода подвижной гибкой штанги и неподвижной гибкой трубы уплотнены, кольцевое пространство между ними заполнено смазывающей жидкостью и имеет канал на устьевом конце, нижний и верхний концы неподвижной гибкой трубы соединены с устьевым и насосным патрубками, причем верхний конец устьевого патрубка соединен с уплотнительным узлом устьевого полированного штока, а нижний конец насосного патрубка соединен с уплотнительным узлом насосного полированного штока и с перевернутым стаканом, залитым смазывающей жидкостью.
5. Скважинная штанговая насосная установка по п. 4, отличающаяся тем, что кольцевое пространство, заполненное смазывающей жидкостью, содержит дополнительный канал для создания избыточного давления.
6. Скважинная штанговая насосная установка по п. 4, отличающаяся тем, что кольцевое пространство, заполненное смазывающей жидкостью, соединено с полостью перевернутого стакана посредством тарированного на расчетное давление перепускного клапана.
Priority Applications (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2014122153/06A RU2550842C1 (ru) | 2014-06-02 | 2014-06-02 | Скважинная штанговая насосная установка (варианты) |
PCT/RU2015/000331 WO2015187057A1 (ru) | 2014-06-02 | 2015-05-26 | Скважинная штанговая насосная установка (варианты) |
US15/315,602 US20170191477A1 (en) | 2014-06-02 | 2015-05-26 | A downhole sucker rod pumping unit |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2014122153/06A RU2550842C1 (ru) | 2014-06-02 | 2014-06-02 | Скважинная штанговая насосная установка (варианты) |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2550842C1 true RU2550842C1 (ru) | 2015-05-20 |
Family
ID=53294155
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2014122153/06A RU2550842C1 (ru) | 2014-06-02 | 2014-06-02 | Скважинная штанговая насосная установка (варианты) |
Country Status (3)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US20170191477A1 (ru) |
RU (1) | RU2550842C1 (ru) |
WO (1) | WO2015187057A1 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2726704C1 (ru) * | 2017-04-17 | 2020-07-15 | Бейкер Хьюз, Э Джии Компани, Ллк | Гибкие трубы с двойными стенками с внутрискважинным приводимым в действие потоком насосом |
RU2808108C1 (ru) * | 2023-06-15 | 2023-11-23 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Устройство для подачи реагента в скважину |
Families Citing this family (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN106154349B (zh) * | 2016-08-25 | 2018-12-04 | 中水北方勘测设计研究有限责任公司 | 用于深孔探测设备的连接导杆组件 |
CN108049824B (zh) * | 2017-11-30 | 2019-08-16 | 中国石油化工股份有限公司 | 采油管柱及油气开采作业方法 |
CN110725656B (zh) * | 2019-12-18 | 2020-05-05 | 胜利油田新大管业科技发展有限责任公司 | 伸缩机构及抽油杆起放装置 |
CN116025294B (zh) * | 2023-03-29 | 2023-05-30 | 胜利油田兴达高祥新材料有限责任公司 | 一种井下用高抗拉自逃脱复合连续管 |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB2163465A (en) * | 1984-08-21 | 1986-02-26 | Timothy John Godfrey Francis | Drill rod for drilling boreholes |
US4822201A (en) * | 1986-07-04 | 1989-04-18 | Nippon Kokan Kabushiki Kaisha | Coupling pin for sucker rod made of fiber-reinforced plastic material |
RU2117132C1 (ru) * | 1996-09-18 | 1998-08-10 | Левон Степанович Мирзоян | Насосная штанга |
RU2235905C1 (ru) * | 2003-05-07 | 2004-09-10 | Эйсимонтт Светлана Анатольевна | Скважинная штанговая насосная установка |
Family Cites Families (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EP0145154A1 (en) * | 1983-10-05 | 1985-06-19 | Texas Forge & Tool Limited | Improvements in or relating to rods |
-
2014
- 2014-06-02 RU RU2014122153/06A patent/RU2550842C1/ru active
-
2015
- 2015-05-26 WO PCT/RU2015/000331 patent/WO2015187057A1/ru active Application Filing
- 2015-05-26 US US15/315,602 patent/US20170191477A1/en not_active Abandoned
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB2163465A (en) * | 1984-08-21 | 1986-02-26 | Timothy John Godfrey Francis | Drill rod for drilling boreholes |
US4822201A (en) * | 1986-07-04 | 1989-04-18 | Nippon Kokan Kabushiki Kaisha | Coupling pin for sucker rod made of fiber-reinforced plastic material |
RU2117132C1 (ru) * | 1996-09-18 | 1998-08-10 | Левон Степанович Мирзоян | Насосная штанга |
RU2235905C1 (ru) * | 2003-05-07 | 2004-09-10 | Эйсимонтт Светлана Анатольевна | Скважинная штанговая насосная установка |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2726704C1 (ru) * | 2017-04-17 | 2020-07-15 | Бейкер Хьюз, Э Джии Компани, Ллк | Гибкие трубы с двойными стенками с внутрискважинным приводимым в действие потоком насосом |
RU2808108C1 (ru) * | 2023-06-15 | 2023-11-23 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Устройство для подачи реагента в скважину |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US20170191477A1 (en) | 2017-07-06 |
WO2015187057A1 (ru) | 2015-12-10 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2550842C1 (ru) | Скважинная штанговая насосная установка (варианты) | |
RU2606196C2 (ru) | Насос и секция насоса | |
RU2765527C2 (ru) | Насосная система двойного действия с гидравлическим приводом для добычи флюидов из наклонной скважины | |
WO2017111661A1 (ru) | Малогабаритный погружной насосный агрегат | |
US9915257B2 (en) | Deviation tolerant well plunger pump | |
US20210079771A1 (en) | Reciprocating downhole pump | |
RU2498058C1 (ru) | Установка скважинная штанговая насосная для закачки воды в пласт | |
RU2465438C1 (ru) | Скважинный затвор | |
CN111963133A (zh) | 无节流自助解封式双封单卡分段压裂管柱及其压裂方法 | |
RU2506456C1 (ru) | Скважинная насосная установка | |
EP3034775A1 (en) | Valve device for use in a wellbore | |
EA018864B1 (ru) | Скважинная плунжерная насосная установка | |
RU91118U1 (ru) | Полая насосная штанга | |
RU2549937C1 (ru) | Скважинная насосная установка | |
RU118695U1 (ru) | Скважинная плунжерная насосная установка | |
CN202731855U (zh) | 抽油机驱动无杆液力抽油系统 | |
RU2644797C1 (ru) | Скважинный штанговый насос | |
RU2398091C2 (ru) | Полая насосная штанга | |
CN113123950B (zh) | 一种潜油电动柱塞泵 | |
RU2559206C1 (ru) | Скважинная насосная установка | |
US9458706B2 (en) | Method of lifting oil from a well | |
RU183576U1 (ru) | Байпасная система для одновременно-раздельной эксплуатации | |
RU119015U1 (ru) | Центратор скважинного оборудования подвижный | |
CN102155392B (zh) | 一种注采一体化防砂抽油泵 | |
RU2704088C1 (ru) | Глубинное газоперепускное устройство для скважины, эксплуатируемой штанговым насосом |