RU2561935C1 - Well sucker-rod pump - Google Patents

Well sucker-rod pump Download PDF

Info

Publication number
RU2561935C1
RU2561935C1 RU2014124961/06A RU2014124961A RU2561935C1 RU 2561935 C1 RU2561935 C1 RU 2561935C1 RU 2014124961/06 A RU2014124961/06 A RU 2014124961/06A RU 2014124961 A RU2014124961 A RU 2014124961A RU 2561935 C1 RU2561935 C1 RU 2561935C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
rod
cylinder
valve
pump
plunger
Prior art date
Application number
RU2014124961/06A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Николай Александрович Бычков
Александр Викторович Мосин
Роман Михайлович Полежаев
Original Assignee
Закрытое акционерное общество "ЭЛКАМ-нефтемаш"
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 Закрытое акционерное общество "ЭЛКАМ-нефтемаш" filed Critical Закрытое акционерное общество "ЭЛКАМ-нефтемаш"
Priority to RU2014124961/06A priority Critical patent/RU2561935C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2561935C1 publication Critical patent/RU2561935C1/en

Links

Abstract

FIELD: engines and pumps.
SUBSTANCE: cylinder is a moving component while plunger is fixed. Suction valve shutoff element is coupled with moving cylinder and is composed of hemisphere secured at the rod. The rod slides in guide sleeves. Pressure valve shutoff element is secured at the rod.
EFFECT: higher reliability.
1 dwg

Description

Изобретение относится к производству скважинного оборудования, может быть использовано для добычи нефти с применением вставных штанговых насосов, в том числе для скважинной добычи нефти с повышенной вязкостью и с высоким содержанием механических примесей.The invention relates to the production of downhole equipment, can be used for oil production using plug-in sucker rod pumps, including for downhole oil production with high viscosity and a high content of solids.
Известен скважинный насос по а.с. на изобретение №1100428, F04В 47/02, 1983. Насос содержит подвижный цилиндр, в котором размещен неподвижный полый плунжер с перепускным клапаном. Верхняя часть цилиндра заглушена, перепускной клапан выполнен в нижней части плунжера, к нижней части цилиндра подсоединена разделительно-компенсационная камера. Недостатком является замкнутое исполнение полости всасывания-нагнетания, которая образована верхней заглушенной частью цилиндра. Это приводит к вероятности скапливания в этой полости высоковязких продуктов и механических примесей, к возможному выходу из строя всасывающего и нагнета тельного клапанов, снижает надежность работы насоса при перекачивании высоковязких жидкостей.Known borehole pump as.with. for invention No. 1100428, F04B 47/02, 1983. The pump comprises a movable cylinder in which a stationary hollow plunger with a bypass valve is placed. The upper part of the cylinder is muffled, the bypass valve is made in the lower part of the plunger, and a separation-compensation chamber is connected to the lower part of the cylinder. The disadvantage is the closed design of the suction-discharge cavity, which is formed by the upper plugged part of the cylinder. This leads to the probability of the accumulation of highly viscous products and mechanical impurities in this cavity, to the possible failure of the suction and discharge valves, and reduces the reliability of the pump during pumping of highly viscous liquids.
Известен скважинный штанговый насос с управляемыми клапанами по патенту РФ на изобретение №2201531, F04В 47/00, 2003. Цилиндр насоса выполнен подвижным и снабжен управляемым нагнетательным клапаном, насос снабжен подвижным и неподвижным плунжером. Неподвижный плунжер нижним концом соединен с полым штоком, верхним концом - с всасывающим клапаном. Недостатком является сложность конструкции, необходимость перепуска перекачиваемой нефти внутри полого штока неподвижного плунжера и через отверстия в корпусе всасывающего клапана. При повышенной вязкости продукта это может привести к забиванию внутреннего канала штока и к выходу из строя штангового насоса.A well-known sucker-rod pump with controlled valves according to the patent of the Russian Federation for invention No. 2201531, F04B 47/00, 2003. The pump cylinder is movable and equipped with a controlled discharge valve, the pump is equipped with a movable and fixed plunger. The fixed plunger is connected to the hollow stem with the lower end and the suction valve with the upper end. The disadvantage is the design complexity, the need to bypass the pumped oil inside the hollow stem of the stationary plunger and through the holes in the body of the suction valve. With increased viscosity of the product, this can lead to clogging of the internal channel of the rod and to failure of the sucker rod pump.
В качестве ближайшего аналога к заявляемому техническому решению выбран патент РФ на изобретение №2321772, F04В 47/02, 2008. Скважинный штанговый насос содержит неподвижный цилиндр, дополнительный подвижный цилиндр и неподвижный плунжер. В верхней части подвижного цилиндра установлен нагнетательный клапан, корпус которого соединен со штоком. В верхней части подвижного цилиндра размешен нагнетательный клапан. Плунжер выполнен полым и соединен снизу с приемным полым патрубком с образованием кольцевой разрядной камеры. Недостатком является возможное попадание механических частиц между подвижным цилиндром и неподвижным плунжером или между подвижным цилиндром и приемным полым патрубком, что снижает надежность работы насоса. Кроме того, возможны отказы в работе нагнетательного клапана, открывающегося под действием давления скважинной жидкости при перекачивании высоковязких сред.As the closest analogue to the claimed technical solution, the RF patent for invention No. 23211772, F04B 47/02, 2008 was selected. The well pump comprises a fixed cylinder, an additional movable cylinder and a fixed plunger. A discharge valve is installed in the upper part of the movable cylinder, the body of which is connected to the stem. A discharge valve is placed at the top of the movable cylinder. The plunger is made hollow and connected from below to the receiving hollow pipe with the formation of an annular discharge chamber. The disadvantage is the possible penetration of mechanical particles between the movable cylinder and the stationary plunger or between the movable cylinder and the receiving hollow pipe, which reduces the reliability of the pump. In addition, there may be failures in the operation of the discharge valve, which opens under the action of the pressure of the well fluid during pumping of highly viscous media.
Технической задачей заявляемого изобретения является повышение эксплуатационных характеристик устройства.The technical task of the invention is to improve the operational characteristics of the device.
Технический результат заключается в повышении надежности работы скважинкою штангового насоса.The technical result is to increase the reliability of the well of the sucker rod pump.
Технический результат достигается за счет того, что в скважинном штанговом насосе, содержащем цилиндр, плунжер, шток, в верхней части плунжера установлен всасывающий клапан, в верхней части цилиндра размещен нагнетательный клапан, согласно изобретению цилиндр выполнен подвижным, плунжер выполнен неподвижным, запорный элемент всасывающего клапана связан с подвижным цилиндром, выполнен с участком сферической поверхности и закреплен на стержне, подвижно установленном в направляющих втулках, запорный элемент нагнетательного клапана установлен на штоке.The technical result is achieved due to the fact that in the borehole sucker rod pump containing a cylinder, plunger, rod, a suction valve is installed in the upper part of the plunger, a discharge valve is placed in the upper part of the cylinder, according to the invention the cylinder is movable, the plunger is stationary, the shut-off element of the suction valve connected with a movable cylinder, made with a portion of a spherical surface and fixed to a rod movably mounted in the guide bushings, the shut-off element of the discharge valve Credited on the stock.
Технический результат обеспечивается тем, что цилиндр выполнен подвижным, плунжер выполнен неподвижным. При каждом ходе цилиндра вверх открывается наружная поверхность неподвижного плунжера, которая омывается скважинной жидкостью. В результате происходит очистка поверхности плунжера от механических частиц, которые могут вызвать заклинивание цилиндра. В ближайшем аналоге движение омывающей скважинной жидкости в разрядной камере затруднено. Запорный элемент всасывающего клапана выполнен в виде полусферы или с контактным участком сферической поверхности и закреплен на стержне, подвижно установленном в направляющих втулках. Запорный элемент всасывающего клапана связан с подвижным цилиндром. За счет движения подвижного цилиндра движется запорный элемент клапана. Запорный элемент всасывающего клапана движется по направляющей, поэтому при каждом открытии клапана на него действуют силы трения между стенками стержня и направляющих втулок и силы инерции направленного движения, возможная величина открытия клапана определяется длиной стержня. Это позволяет увеличить проходное сечение и улучшить динамику потока вязкой жидкости. Кроме того, направленное движение запорного элемента всасывающего клапана исключает его хаотичные удары о седло, снижая риск его повреждения и увеличивая срок службы клапана и насоса в целом. Увеличение проходного сечения всасывающего клапана позволяет закачать больший объем скважинного продукта в приемную камеру насоса при перекачивании высоковязкой нефти. Повышение надежности работы насоса достигается и за счет принудительного открытия нагнетательного клапана. Запорный элемент нагнетательного клапана установлен на штоке насоса, а седло клапана поджато к корпусу направляющей клетки штока. Это позволяет совершать принудительное открытие нагнетательного клапана под воздействием перемещения штока, а не под воздействием давления высоковязкой жидкости, находящейся в приемной камере.The technical result is ensured by the fact that the cylinder is movable, the plunger is stationary. With each upward stroke of the cylinder, the outer surface of the fixed plunger opens, which is washed by the borehole fluid. As a result, the plunger surface is cleaned of mechanical particles that can cause jamming of the cylinder. In the closest analogue, the movement of the washing well fluid in the discharge chamber is difficult. The locking element of the suction valve is made in the form of a hemisphere or with a contact portion of a spherical surface and is mounted on a rod movably mounted in the guide bushings. The shut-off element of the suction valve is connected to the movable cylinder. Due to the movement of the movable cylinder, the valve shutoff element moves. The locking element of the suction valve moves along the guide, therefore, each time the valve is opened, friction forces between the walls of the rod and the guide bushings and the inertia of the directional movement act on it, the possible value of the valve opening is determined by the length of the rod. This allows you to increase the flow area and improve the dynamics of the flow of viscous fluid. In addition, the directional movement of the shut-off element of the suction valve eliminates its random impact on the seat, reducing the risk of damage to it and increasing the life of the valve and the pump as a whole. The increase in the cross section of the suction valve allows you to pump a larger volume of the borehole product into the intake chamber of the pump when pumping high-viscosity oil. Improving the reliability of the pump is achieved through the forced opening of the discharge valve. The shut-off element of the discharge valve is mounted on the pump stem, and the valve seat is pressed against the body of the stem guide cage. This allows you to make a forced opening of the discharge valve under the influence of the movement of the rod, and not under the influence of the pressure of a highly viscous liquid in the receiving chamber.
На чертеже представлен общий вид скважинного штангового насоса.The drawing shows a General view of a downhole sucker rod pump.
Скважинный штанговый насос содержит цилиндр 1, плунжер 2, всасывающий клапан 3, приемную камеру 4, нагнетательный клапан 5, нагнетательную камеру 6, шток 7, направляющую клетку 8 штока 7 с отверстиями 9. Всасывающий клапан 3 содержит полусферический запорный элемент 10, закрепленный на стержне 11, и седло 12. Запорный элемент 10 всасывающего клапана 3 через контактную втулку 16 соединен с внутренней поверхностью подвижного цилиндра. Стержень 11 установлен в направляющих втулках 13. Нагнетательный клапан 5 содержит полусферический запорный элемент 14, установленный на штоке 7, и седло 15, поджатое к направляющей клетке 8 штока 7. Приемная камера 4 ограничена всасывающим клапаном 3, внутренней поверхностью цилиндра 1 и нагнетательным клапаном 5. Нагнетательная камера 6 ограничена внутренней поверхностью направляющей клетки 8, нагнетательным клапаном 5 и штоком 7.The well sucker rod pump comprises a cylinder 1, a plunger 2, a suction valve 3, a suction chamber 4, a pressure valve 5, a pressure chamber 6, a rod 7, a guide cage 8 of the rod 7 with openings 9. The suction valve 3 contains a hemispherical shut-off element 10 mounted on the rod 11 and the seat 12. The locking element 10 of the suction valve 3 through the contact sleeve 16 is connected to the inner surface of the movable cylinder. The rod 11 is installed in the guide bushings 13. The discharge valve 5 contains a hemispherical locking element 14 mounted on the stem 7, and a seat 15, pressed against the guide cage 8 of the rod 7. The receiving chamber 4 is limited by the suction valve 3, the inner surface of the cylinder 1 and the discharge valve 5 The discharge chamber 6 is limited by the inner surface of the guide cage 8, the discharge valve 5 and the stem 7.
Скважинный штанговый насос работает следующим образом.Downhole sucker rod pump operates as follows.
После спуска скважинного штангового насоса в скважину на колонне насосных штанг осуществляют возвратно-поступательное движение колонны насосных штанг, что вызывает возвратно-поступательное перемещение цилиндра 1. При ходе подвижного цилиндра 1 вверх стержень 11 с запорным элементом 10 всасывающего клапана 3 перемещается в направляющих втулках 13. Это происходит за счет того, что контактная втулка 16 клапанного узла всасывающего клапана 3 скреплена с подвижным цилиндром 1, т.е. за счет того что запорный элемент 10 всасывающего клапана 3 связан с подвижным цилиндром 1. Запорный элемент 10 может быть выполнен в виде полусферы или содержать участок сферической поверхности, контактирующий с седлом 12. Открывается всасывающий клапан 3, расположенный в верхней части неподвижного плунжера 2. Скважинная жидкость с газом попадает в приемную камеру 4. При ходе подвижного цилиндра 1 вниз всасывающий клапан 3 закрывается. Запорный элемент 14 нагнетательного клапана 5 перемешается под действием направленного движения штока 7, в результате чего принудительно открывается нагнетательный клапан 5. Принудительное открытие всасывающего и нагнетательного клапанов повышает надежность работы насоса. Скважинная вязкая жидкость поступает в нагнетательную камеру 6. При следующем ходе вверх подвижного цилиндра 1 нагнетательный клапан 5 закрывается, скважинная жидкость из нагнетательной камеры 6 поступает в трубу насосно-компрессорных труб через отверстия 9 направляющей клетки 8 штока 7.After the downhole sucker rod pump is lowered into the well, the sucker rod string is driven back and forth by the sucker string, which causes the reciprocating movement of the cylinder 1. When the movable cylinder 1 moves up, the rod 11 with the shut-off element 10 of the suction valve 3 moves in the guide sleeves 13. This is due to the fact that the contact sleeve 16 of the valve assembly of the suction valve 3 is fixed to the movable cylinder 1, i.e. due to the fact that the shut-off element 10 of the suction valve 3 is connected with the movable cylinder 1. The shut-off element 10 can be made in the form of a hemisphere or contain a portion of a spherical surface in contact with the seat 12. The suction valve 3 is located, located in the upper part of the fixed plunger 2. Downhole liquid with gas enters the intake chamber 4. When the movable cylinder 1 moves down, the suction valve 3 closes. The locking element 14 of the discharge valve 5 is mixed under the action of the directed movement of the rod 7, as a result of which the discharge valve 5 is forced to open. Forcing the suction and discharge valves to open increases the reliability of the pump. Downhole viscous fluid enters the injection chamber 6. The next upward stroke of the movable cylinder 1, the injection valve 5 closes, the borehole fluid from the injection chamber 6 enters the pipe of the tubing through the holes 9 of the guide cell 8 of the rod 7.
Заявляемое изобретение позволяет повысить надежность работы скважинного штангового насоса.The claimed invention improves the reliability of a borehole sucker rod pump.

Claims (1)

  1. Скважинный штанговый насос, содержащий цилиндр, плунжер, шток, в верхней части плунжера установлен всасывающий клапан, в верхней части цилиндра размещен нагнетательный клапан, отличающийся тем, что цилиндр выполнен подвижным, плунжер выполнен неподвижным, запорный элемент всасывающего клапана связан с подвижным цилиндром, выполнен с участком сферической поверхности и закреплен на стержне, подвижно установленном в направляющих втулках, а запорный элемент нагнетательного клапана установлен на штоке. A downhole sucker rod pump comprising a cylinder, plunger, rod, a suction valve is installed in the upper part of the plunger, a discharge valve is located in the upper part of the cylinder, characterized in that the cylinder is movable, the plunger is stationary, the shut-off element of the suction valve is connected to the movable cylinder, made with a portion of the spherical surface and is mounted on a rod movably mounted in the guide bushings, and the shut-off element of the discharge valve is mounted on the rod.
RU2014124961/06A 2014-06-19 2014-06-19 Well sucker-rod pump RU2561935C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2014124961/06A RU2561935C1 (en) 2014-06-19 2014-06-19 Well sucker-rod pump

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2014124961/06A RU2561935C1 (en) 2014-06-19 2014-06-19 Well sucker-rod pump

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2561935C1 true RU2561935C1 (en) 2015-09-10

Family

ID=54073449

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2014124961/06A RU2561935C1 (en) 2014-06-19 2014-06-19 Well sucker-rod pump

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2561935C1 (en)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2620139C1 (en) * 2016-07-05 2017-05-23 Акционерное общество "Татарский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт нефтяного машиностроения" (АО "ТатНИИнефтемаш") Well sucker-rod pump with movable cylinder
RU186857U1 (en) * 2018-05-08 2019-02-06 Соколов Иван Юрьевич Well sucker rod pump

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU987175A1 (en) * 1981-07-15 1983-01-07 за вители / / г.. Well sucker rod pump
US5407333A (en) * 1993-10-12 1995-04-18 Lambright; Charles T. Subsurface pump with pump rod connected valve ball
RU20940U1 (en) * 2001-05-21 2001-12-10 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "ЭРГИС" Borehole PUMP WITH CONTROLLED VALVES
RU2321772C1 (en) * 2006-09-14 2008-04-10 ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" Oil-well sucker-rod pump

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU987175A1 (en) * 1981-07-15 1983-01-07 за вители / / г.. Well sucker rod pump
US5407333A (en) * 1993-10-12 1995-04-18 Lambright; Charles T. Subsurface pump with pump rod connected valve ball
RU20940U1 (en) * 2001-05-21 2001-12-10 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "ЭРГИС" Borehole PUMP WITH CONTROLLED VALVES
RU2321772C1 (en) * 2006-09-14 2008-04-10 ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" Oil-well sucker-rod pump

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2620139C1 (en) * 2016-07-05 2017-05-23 Акционерное общество "Татарский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт нефтяного машиностроения" (АО "ТатНИИнефтемаш") Well sucker-rod pump with movable cylinder
RU186857U1 (en) * 2018-05-08 2019-02-06 Соколов Иван Юрьевич Well sucker rod pump

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US6685451B1 (en) Valve assembly for sucker rod operated subsurface pumps
US9181783B2 (en) Well-drilling sucker-rod pump
US10774628B2 (en) Hydraulically actuated downhole pump with traveling valve
CA2618433C (en) Cyclonic, debris removing valve and method
RU2623345C1 (en) Rod well pump for horizontal wells
RU2553689C1 (en) Method of oil well operation
RU2561935C1 (en) Well sucker-rod pump
RU2567571C1 (en) Device intended for gas withdrawal from annular space in oil well
RU2654559C1 (en) Sucker rod piston pump
RU2581289C1 (en) Rodless borehole pump
RU2646522C1 (en) Bottom-hole pump
RU2677772C1 (en) Oil well pump
RU2696837C1 (en) Sucker-rod subsurface piston pump
RU2576560C1 (en) Well sucker-rod pump
RU2555432C1 (en) Well sucker-rod pump
RU2462616C1 (en) Bottom-hole pump
RU95368U1 (en) Differential bar pump
RU157453U1 (en) DEEP BAR PUMP
RU157507U1 (en) Borehole PUMP PUMP
RU2165010C1 (en) Well sucker-rod pump
RU163755U1 (en) Borehole plug-in sucker rod pump
RU2701665C1 (en) Bottom-hole sucker-rod pump
RU175380U1 (en) Depth bar rod for operation in the horizontal well of a well
RU78879U1 (en) Deep pump
RU2353806C1 (en) Sucker-rod pump unit