RU2641812C1 - Well pump unit - Google Patents

Well pump unit Download PDF

Info

Publication number
RU2641812C1
RU2641812C1 RU2017105662A RU2017105662A RU2641812C1 RU 2641812 C1 RU2641812 C1 RU 2641812C1 RU 2017105662 A RU2017105662 A RU 2017105662A RU 2017105662 A RU2017105662 A RU 2017105662A RU 2641812 C1 RU2641812 C1 RU 2641812C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
piston
spring
compensator
pneumatic cap
gas
Prior art date
Application number
RU2017105662A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Камил Рахматуллович Уразаков
Елена Борисовна Думлер
Алексей Николаевич Зотов
Олег Юрьевич Думлер
Original Assignee
Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт"
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 Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" filed Critical Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт"
Priority to RU2017105662A priority Critical patent/RU2641812C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2641812C1 publication Critical patent/RU2641812C1/en

Links

Images

Classifications

    • 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
    • E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
    • E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
    • 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
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
    • F04D13/00—Pumping installations or systems
    • F04D13/02—Units comprising pumps and their driving means
    • F04D13/06—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven
    • F04D13/08—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven for submerged use
    • F04D13/10—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven for submerged use adapted for use in mining bore holes

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: submersible centrifugal pump with electric motor is installed in the well on a tubing string. A compensator is installed above them. A pneumatic cap with piston is placed therein. From the inside, the piston is spring-loaded by pack series-connected plate springs separated by gaskets. The gaskets form a clearance with pneumatic cap inner surface. The plate springs are configured with different ratios of spring cone height to cone wall thickness and have such power characteristic, so that at parallel connection of forces of spring stack and pressure inert gas on the piston, a resultant restoring force is created with working portion of given low quasi-zero rigidity.
EFFECT: increased serviceability and reliability of plant operation, reduced vibration of underground pump equipment caused by presence of gas inclusions in pumped out product.
8 dwg

Description

Изобретение относится к технике добычи нефти, в частности к технике подъема добываемой продукции скважин, а именно газожидкостной смеси.The invention relates to techniques for oil production, in particular to techniques for raising the produced products of wells, namely a gas-liquid mixture.

Известна электроцентробежная скважинная насосная установка, которая содержит погружной центробежный насос с электродвигателем, установленный в скважине на колонне подъемных труб, пневматический колпак для гашения пульсаций давления в подъемных трубах и обратный клапан с осевым дросселирующим каналом (А.с. СССР №612009, 1975 г.)Known electric centrifugal borehole pump installation, which contains a submersible centrifugal pump with an electric motor installed in the well on a column of lifting pipes, a pneumatic cap for damping pressure pulsations in the lifting pipes and a check valve with an axial throttling channel (AS USSR No. 612009, 1975 )

Однако данная установка имеет низкую надежность при откачивании жидкости со свободным газом.However, this installation has low reliability when pumping liquid with free gas.

Известна электроцентробежная скважинная насосная установка, содержащая центробежный насос с электродвигателем, установленный в скважине на колонне подъемных труб, пневматический колпак для гашения пульсаций давления в подъемных трубах и обратный клапан с осевым дросселирующим каналом. Пневматический колпак расположен в полости подъемных труб, а клапан установлен в его нижней части (А.с. СССР №918419, 1982 г.).Known electric centrifugal borehole pump installation containing a centrifugal pump with an electric motor installed in the well on a column of lifting pipes, a pneumatic cap for damping pressure pulsations in the lifting pipes and a check valve with an axial throttling channel. The pneumatic cap is located in the cavity of the lifting pipes, and the valve is installed in its lower part (A.S. USSR No. 918419, 1982).

Недостатком известной конструкции является недостаточная степень надежности, обусловленная длительным временем приведения в рабочее состояние, которое необходимо для отделения газа от жидкости, при небольшом количестве содержащегося в жидкости свободного газа.A disadvantage of the known design is the lack of reliability due to the long time to bring into working condition, which is necessary to separate the gas from the liquid, with a small amount of free gas contained in the liquid.

Наиболее близким к изобретению является поршневой компенсатор (Баграмов Р.А. Буровые машины и комплексы. - М.: Недра, 1988. - С. 269). Поршневой компенсатор включает поршень, разделяющий камеру компенсатора на две части: подпоршневую полость и на полость, заполненную сжатым азотом. При возникновении в гидросистеме колебаний давления поршень приходит в движение: во время роста давления в гидросистеме жидкость подпоршневой полости давит на поршень, в результате чего он перемещается в полость, заполненную сжатым газом, а при снижении давления поршень выталкивает жидкость из подпоршневой полости в гидросистему. Тем самым происходит гашение колебаний давления.Closest to the invention is a piston compensator (Bagramov R.A. Drilling machines and complexes. - M .: Nedra, 1988. - S. 269). The piston compensator includes a piston dividing the compensator chamber into two parts: a piston cavity and a cavity filled with compressed nitrogen. When pressure fluctuations occur in the hydraulic system, the piston moves: during the pressure increase in the hydraulic system, the fluid of the piston cavity presses on the piston, as a result of which it moves into the cavity filled with compressed gas, and when the pressure decreases, the piston pushes the fluid from the piston cavity into the hydraulic system. Thus, the damping of pressure fluctuations occurs.

Недостатком данной конструкции является низкая виброзащищенность поршня данной конструкции, что приводит к преждевременному выходу оборудования из строя.The disadvantage of this design is the low vibration resistance of the piston of this design, which leads to premature failure of the equipment.

Для эффективной виброизоляции быстроходных машин требуется, чтобы отношение частоты вынужденных колебаний ρ к собственной частоте ω колебаний было больше четырех (для тихоходных машин с частотой вращения меньше 500 оборотов в минуту отношение этих частот ρ/ω может быть меньше трех) (Пановко Я.Г. Введение в теорию механического удара. - М.: Наука, 1977. - С. 232).Effective vibration isolation of high-speed machines requires that the ratio of the frequency of forced vibrations ρ to the natural frequency ω of vibrations be more than four (for slow-moving machines with a speed of less than 500 rpm, the ratio of these frequencies ρ / ω may be less than three) (Panovko Y.G. Introduction to the theory of mechanical shock. - M .: Nauka, 1977. - S. 232).

Частота колебаний давления, а следовательно, и подачи (с частотой ρ) на выкиде электроцентробежной скважинной насосной установки на порядки меньше частот изменения давлений в поршневом насосе.The frequency of pressure fluctuations, and hence the supply (with frequency ρ) on the discharge of the electric centrifugal well pump installation, is orders of magnitude lower than the frequencies of pressure changes in the piston pump.

На фиг. 1 представлены схема поршневого компрессора (а) и график, на котором показана линерализация силовой характеристики поршневого компенсатора (б).In FIG. 1 shows a diagram of a piston compressor (a) and a graph showing the linearization of the power characteristics of a piston compensator (b).

Собственная частота поршня компенсатора массой m (фиг. 1, а) определяется следующей формулой:The natural frequency of the compensator piston of mass m (Fig. 1, a) is determined by the following formula:

Figure 00000001
Figure 00000001

где c - коэффициент жесткости линеаризованной силовой характеристики, например (фиг. 1, б):where c is the stiffness coefficient of the linearized power characteristics, for example (Fig. 1, b):

- на участке x11 ÷ x12 коэффициент жесткости c1;- on the plot x 11 ÷ x 12 the stiffness coefficient c 1 ;

- на участке x21 ÷ x22 коэффициент жесткости c2;- on the plot x 21 ÷ x 22 stiffness coefficient c 2 ;

- на участке x31 ÷ x32 коэффициент жесткости c3.- on the section x 31 ÷ x 32 stiffness coefficient c 3 .

c1, c2, c3 - коэффициенты жесткости на участках,c 1 , c 2 , c 3 - stiffness coefficients in areas

x11 - x12, x21 - x22, x31 - x32 соответственно;x 11 - x 12 , x 21 - x 22 , x 31 - x 32 respectively;

m - масса поршня;m is the mass of the piston;

P - восстанавливающая сила пневмопружины;P is the restoring force of the air spring;

P0 = Р(x = 0) - начальная сила пневмопружины;P 0 = P (x = 0) - the initial force of the air spring;

d - внутренний диаметр;d is the inner diameter;

H - расстояние от днища компенсатора до поршня;H is the distance from the bottom of the compensator to the piston;

x - координата поршня.x is the coordinate of the piston.

У поршневого компрессора силовая характеристика (зависимость восстанавливающей силы от перемещения) определяется формулой (2) (Пановко Я.Г. Введение в теорию механического удара. - М.: Наука, 1977. - С. 232):For a piston compressor, the power characteristic (the dependence of the restoring force on displacement) is determined by the formula (2) (Panko Y. Introduction to the theory of mechanical shock. - M .: Nauka, 1977. - P. 232):

Figure 00000002
Figure 00000002

где P0 - начальное давление поршневого компенсатора;where P 0 is the initial pressure of the piston compensator;

S - площадь поршня компенсатора;S is the area of the piston of the compensator;

H - расстояние от днища компенсатора до поршня;H is the distance from the bottom of the compensator to the piston;

n = 1 - показатель политропы (при медленных движениях).n = 1 - polytropic indicator (with slow movements).

Чтобы отношение

Figure 00000003
было больше четырех, необходимо, чтобы коэффициент жесткости с был малой величиной, так как произведение
Figure 00000004
мало. Для одного поршневого компенсатора (фактически, это пневмопружина) получить малый коэффициент жесткости практически невозможно (фиг. 1, б), а это приводит к колебаниям поршня (фиг. 1, а) (Миннивалеев Т.Н. Разработка забойной гидромеханической системы компенсаций колебаний давления промывочной жидкости: дисс. … канд. техн. наук: 05.02.13 - Уфа, 2014. - С. 41).To attitude
Figure 00000003
was more than four, it is necessary that the stiffness coefficient with be a small value, since the product
Figure 00000004
few. For a single piston compensator (in fact, it is a pneumatic spring) it is almost impossible to obtain a small stiffness coefficient (Fig. 1, b), and this leads to piston vibrations (Fig. 1, a) (TN Minnivaleev) Development of a downhole hydromechanical system for compensating pressure fluctuations washing liquid: Diss. ... Candidate of Technical Sciences: 05.02.13 - Ufa, 2014. - P. 41).

Техническая задача, решаемая изобретением, - повышение работоспособности и надежности работы установки, снижение вибрации подземного насосного оборудования, вызываемой присутствием газовых включений в откачиваемой продукции.The technical problem solved by the invention is to increase the operability and reliability of the installation, reduce vibration of the underground pumping equipment caused by the presence of gas inclusions in the pumped product.

Поставленная техническая задача решается предлагаемой скважинной насосной установкой, содержащей установленный в скважине на колонне подъемных труб погружной центробежный насос с электродвигателем и расположенный над ними пневмопружинный компенсатор с установленным в нем пневматическим колпаком с поршнем, предназначенным для гашения пульсаций давления.The stated technical problem is solved by the proposed downhole pump installation, comprising a submersible centrifugal pump with an electric motor installed in a well on a column of lifting pipes and a pneumatic spring compensator located above them with a pneumatic cap with a piston installed in it to suppress pressure pulsations.

Новым является то, в конструкцию пневмопружинного компенсатора введен пакет последовательно соединенных тарельчатых пружин, имеющих такую силовую характеристику, что при параллельном соединении этого пакета пружин с поршнем компенсатора создается результирующая восстанавливающая сила с рабочим участком заданной малой (квазинулевой) жесткости, позволяющая снизить колебания давления в подъемных трубах и, следовательно, вибрацию оборудования.New is the fact that a package of serially connected disk springs having such a power characteristic is introduced into the design of the pneumatic spring compensator that when the spring package is connected in parallel with the compensator piston, a resulting restoring force is created with the working section of the given small (quasi-zero) stiffness, which allows to reduce pressure fluctuations in lifting pipes and, therefore, vibration of equipment.

На фиг. 2 представлена тарельчатая пружина.In FIG. 2 shows a disk spring.

Формула, описывающая силовую характеристику одной тарельчатой пружины, следующая (Андреева Л.Е. Упругие элементы приборов. 2 изд. переработанное и доп. - М.: Машиностроение, 1981 - С. 220):The formula describing the force characteristic of one disk spring is as follows (Andreeva L.E. Elastic elements of devices. 2nd ed. Revised and added. - M .: Mashinostroenie, 1981 - S. 220):

Figure 00000005
Figure 00000005

где E - модуль упругости первого рода материала тарельчатой пружины;where E is the modulus of elasticity of the first kind of disk spring material;

s - толщина конуса;s is the thickness of the cone;

x - осадка пружины;x is the draft of the spring;

f - высота конуса пружины;f is the height of the spring cone;

D - внешний диаметр;D is the outer diameter;

d - внутренний диаметр.d is the inner diameter.

На фиг. 3 представлены силовые характеристики тарельчатой пружины при различных отношениях z=f/s (Андреева Л.Е. Упругие элементы приборов. 2 изд. перераб. и доп. - М.: Машиностроение, 1981. - С. 220), приIn FIG. 3 presents the power characteristics of a Belleville spring at different ratios z = f / s (Andreeva L.E. Elastic elements of devices. 2 ed. Revised and enlarged. - M .: Mashinostroenie, 1981. - P. 220), with

Figure 00000006
D=0,056 м; d=0,046 м; f=0,0080 м.
Figure 00000006
D = 0.056 m; d = 0.046 m; f = 0.0080 m.

Как видно из фиг. 3, при

Figure 00000007
силовая характеристика имеет участок отрицательной жесткости (negative stiffness) (Extreme stiffness systems due to negative stiffness elements, Y.C. Wang and R.S. Lakes, Am. J. Phys., Vol. 72, No. 1, January 2004, pp. 40). При
Figure 00000008
 восстанавливающая сила F при отрицательной жесткости имеет отрицательные значения (фиг. 3).As can be seen from FIG. 3, with
Figure 00000007
 the force characteristic has a negative stiffness section (Extreme stiffness systems due to negative stiffness elements, YC Wang and RS Lakes, Am. J. Phys., Vol. 72, No. 1, January 2004, pp. 40). At
Figure 00000008
 the restoring force F with negative rigidity has negative values (Fig. 3).

На фиг. 4 представлены график результирующей силовой характеристики системы (а) и схема предлагаемого пневмопружинного компенсатора (б).In FIG. 4 shows a graph of the resulting power characteristics of the system (a) and the scheme of the proposed pneumatic spring compensator (b).

При определенных параметрах тарельчатых пружин возможно получить суммарную силовую характеристику системы поршневой компенсатор (пневмопружина) - пакет последовательно соединенных тарельчатых пружин (фиг. 4), имеющей участок заданной малой жесткости. Формула, определяющая эту суммарную силовую характеристику, следующая:With certain parameters of Belleville springs, it is possible to obtain the total power characteristic of the piston compensator system (air spring) —a packet of serially connected Belleville springs (Fig. 4) having a section of a given low stiffness. The formula defining this total power characteristic is as follows:

Figure 00000009
Figure 00000009

где P - восстанавливающая сила пневмопружины, определяемая формулой (2);where P is the restoring force of the air spring, determined by the formula (2);

F - восстанавливающая сила пакета последовательно соединенных тарельчатых пружин, определяемая формулой (3).F is the restoring force of the package of successively connected cup springs, defined by formula (3).

Результирующая силовая характеристика системы (фиг. 4, а) пневмопружина - пакет последовательно соединенных тарельчатых пружин представлена:The resulting power characteristic of the system (Fig. 4, a) air spring - a package of serially connected disk springs is presented:

- графиком 1 - силовая характеристика пневмопружины;- schedule 1 - power characteristic of the air spring;

- графиком 2 - силовая характеристика пакета последовательно соединенных тарельчатых пружин, где- schedule 2 - power characteristic package sequentially connected disk springs, where

f=0,0080 м; s=0,0024; N=1000; D=0,0056; d=0,046 м;f = 0.0080 m; s = 0.0024; N = 1000; D = 0.0056; d = 0.046 m;

Figure 00000010
- начальное давление; AB - рабочий участок;
Figure 00000010
 - initial pressure; AB - work area;

- графиком 3 - силовая характеристика, результирующая характеристика.- graph 3 - power characteristic, the resulting characteristic.

Схема предлагаемого компенсатора (фиг. 4, б), имеющего силовую характеристику, изображенную на фиг. 4 (а), включает в себя корпус A; пакет последовательно соединенных тарельчатых пружин B; пластины C, разделяющие тарельчатые пружины; где FΣ - результирующая восстанавливающая сила.The scheme of the proposed compensator (Fig. 4, b) having the power characteristic shown in FIG. 4 (a) includes enclosure A; a packet of serially connected disk springs B; C plates separating cup disc springs; where F Σ is the resulting restoring force.

На участке AB (фиг. 4а) происходит сложение силовых характеристик пневмопружины (c1 > 0) и пакета последовательно соединенных тарельчатых пружин (c1 < 0). При этом результирующая характеристика имеет рабочий участок AB с заданной малой жесткостью (cΣ = c1 + c2 ≈ 0).At the station AB (FIG. 4a) in summation air spring force characteristics (c 1> 0) and a series-connected pack of disc springs (c 1 <0). In this case, the resulting characteristic has a working section AB with a given low stiffness (c Σ = c 1 + c 2 ≈ 0).

Заявляемое техническое решение поясняется чертежами, гдеThe claimed technical solution is illustrated by drawings, where

- на фиг. 5 приведена схема скважинной насосной установки;- in FIG. 5 shows a diagram of a downhole pumping unit;

- на фиг. 6 представлен пневмопружинный компенсатор.- in FIG. 6 shows a spring-loaded compensator.

Предлагаемая скважинная насосная установка (фиг. 5) содержит погружной центробежный насос 1, электродвигатель 2, пневмопружинный компенсатор 3.The proposed downhole pumping unit (Fig. 5) contains a submersible centrifugal pump 1, an electric motor 2, an air spring compensator 3.

Пневмопружинный компенсатор 3 (фиг. 6) включает в себя внешнюю труб 5, герметичный пневматический колпак 4 с головкой 15 и отверстиями 12, тарельчатые пружины 7 с промежуточными прокладками 8, поршень 9 с ограничителем хода 10 и отверстиями ограничителя хода 11. Герметичный пневматический колпак 4 закреплен комбинированной муфтой 13 и центрируется спицами 14.The spring-loaded compensator 3 (Fig. 6) includes an external pipe 5, a sealed pneumatic cap 4 with a head 15 and holes 12, disk springs 7 with intermediate gaskets 8, a piston 9 with a stroke limiter 10 and holes of the stroke limiter 11. Sealed pneumatic cap 4 fixed with a combination clutch 13 and centered by the needles 14.

Пневмопружинный компенсатор 3 (фиг. 6) содержит внешнюю трубу 5, в полости которой находится герметичный пневматический колпак 4, внутри которого размещен пакет тарельчатых пружин 7, разделенных промежуточными прокладками 8, позволяющими удержать их в равновесном положении. Причем диаметр промежуточной прокладки 8 выбран таким образом, чтобы оставался зазор 6, образующий полость между прокладками и внутренней поверхностью пневматического колпака 4, что позволяет при сжатии тарельчатых пружин 7 перемещаться всему пакету в целом. Ограничивает перемещение пакета тарельчатых пружин 7 поршень 9, упирающийся в нижнем положении в ограничитель хода поршня 10, выполненного с отверстиями ограничителя хода 11, что исключает деформацию поршня 10. Пневматический колпак 4 в нижней части перфорирован отверстиями 12, через которые добываемая газожидкостная смесь перетекает в полость между наружной поверхностью пневматического колпака 4 и внутренней поверхностью внешней трубы 5 и далее на дневную поверхность. Крепление пневматического колпака 4 и внешней трубы 5 осуществляется комбинированной муфтой 13, а центрирование обеспечивается посредством спиц 14. Верхняя часть пневматического колпака 4 имеет головку вытянутой формы 15, что снижает гидравлическое сопротивление при движении газожидкостной смеси.The spring-loaded compensator 3 (Fig. 6) contains an external pipe 5, in the cavity of which there is a sealed pneumatic cap 4, inside of which there is a packet of Belleville springs 7, separated by intermediate gaskets 8, allowing to keep them in equilibrium position. Moreover, the diameter of the intermediate gasket 8 is selected so that there is a gap 6, forming a cavity between the gaskets and the inner surface of the pneumatic cap 4, which allows compression of the disk springs 7 to move the entire package as a whole. The piston 9 restrains the displacement of the package of Belleville springs 7, which abuts in the lower position against the stroke limiter of the piston 10 made with the holes of the stroke limiter 11, which eliminates the deformation of the piston 10. The pneumatic cap 4 in the lower part is perforated with holes 12 through which the produced gas-liquid mixture flows into the cavity between the outer surface of the pneumatic cap 4 and the inner surface of the outer pipe 5 and then to the day surface. The fastening of the pneumatic cap 4 and the outer pipe 5 is carried out by a combination sleeve 13, and the centering is provided by the spokes 14. The upper part of the pneumatic cap 4 has an elongated head 15, which reduces the hydraulic resistance when moving the gas-liquid mixture.

Скважинная насосная установка работает следующим образом.Downhole pumping unit operates as follows.

Перед спуском насосного оборудования в скважину пневматический колпак 4 (фиг. 6) заряжают инертным газом. Таким образом, пневматический колпак 4 изначально находится в рабочем состоянии. Тарельчатые пружины 7, разделенные промежуточными прокладками 8, опираются на поршень 9 и прижимают его к ограничителю хода 10.Before the descent of the pumping equipment into the well, the pneumatic cap 4 (Fig. 6) is charged with an inert gas. Thus, the pneumatic cap 4 is initially in working condition. Belleville springs 7, separated by intermediate gaskets 8, rest on the piston 9 and press it against the travel stop 10.

В процессе работы погружного центробежного насоса 1 (фиг. 5) возникают колебания давления газожидкостной смеси. При увеличении давления газожидкостная смесь через отверстия ограничителя хода 11 оказывает воздействие на поршень 9, который перемещается внутри пневматического колпака 4, сжимая инертный газ и пакет тарельчатых пружин 7 (фиг. 6). При снижении давления сжатый инертный газ вытесняет газожидкостную смесь, находящуюся в зазорах 6, образующих внутреннюю полость пневматического колпака 4.During operation of the submersible centrifugal pump 1 (Fig. 5), pressure fluctuations of the gas-liquid mixture occur. With increasing pressure, the gas-liquid mixture through the holes of the travel stop 11 affects the piston 9, which moves inside the pneumatic cap 4, compressing the inert gas and the cup spring plate 7 (Fig. 6). When the pressure decreases, the compressed inert gas displaces the gas-liquid mixture located in the gaps 6 forming the internal cavity of the pneumatic cap 4.

При изменении давления нагнетания газ в полости пневматического колпака 4 либо сжимается (при увеличении давления), либо расширяется (при уменьшении давления). В первом случае в полость пневматического колпака 4 поступает дополнительное количество жидкости, а во втором случае происходит ее обратное вытеснение.When the discharge pressure changes, the gas in the cavity of the pneumatic cap 4 either contracts (with increasing pressure), or expands (with decreasing pressure). In the first case, an additional amount of liquid enters the cavity of the pneumatic cap 4, and in the second case, its reverse displacement occurs.

Возможность приема газожидкостной смеси в полость пневматического колпака 4 при повышении ее давления, и ее вытеснения при - снижении, уменьшает разброс давления в трубах. Введение в конструкцию пневмопружинного компенсатора пакета последовательно соединенных тарельчатых пружин 7, имеющих такую силовую характеристику, что при параллельном соединении этого пакета пружин 7 с усилием давления инертного газа на поршне 9 создается результирующая восстанавливающая сила с рабочим участком заданной малой (квазинулевой) жесткости. Такая конструкция позволяет снизить колебания давления в подъемных трубах, следовательно, и вибрацию оборудования.The possibility of receiving a gas-liquid mixture into the cavity of the pneumatic cap 4 with an increase in its pressure, and its displacement with - decrease, reduces the pressure spread in the pipes. Introduction to the design of the pneumatic spring compensator of a package of serially connected Belleville springs 7 having such a power characteristic that with a parallel connection of this package of springs 7 with an inert gas pressure force on the piston 9, a resulting restoring force is created with a working section of a given small (quasi-zero) stiffness. This design allows you to reduce pressure fluctuations in the lifting pipes, and therefore, the vibration of the equipment.

Внедрение предлагаемого объекта обеспечивает эффективное гашение вибрации подземного насосного оборудования, вызываемой присутствием газовых включений в откачиваемой продукции. В результате повышается эффективность эксплуатации скважин, оборудованных установками погружных центробежных насосов за счет увеличения межремонтного периода их работы.The implementation of the proposed facility provides effective damping of the vibration of the underground pumping equipment caused by the presence of gas inclusions in the pumped product. As a result, the operating efficiency of wells equipped with submersible centrifugal pump units is increased by increasing the overhaul period of their work.

Claims (1)

Скважинная насосная установка, содержащая установленный в скважине на колонне подъемных труб погружной центробежный насос с электродвигателем, расположенный над ними для гашения пульсаций давления компенсатор с установленным в нем пневматическим колпаком с поршнем, отличающаяся тем, что поршень подпружинен изнутри пакетом последовательно соединенных тарельчатых пружин, разделенных прокладками, образующими зазор с внутренней поверхностью пневматического колпака, при этом тарельчатые пружины выполнены с разными отношениями высоты конуса пружины к толщине стенки конуса и имеют такую силовую характеристику, что при параллельном соединении усилий пакета пружин и давления инертного газа на поршне создана результирующая восстанавливающая сила с рабочим участком заданной малой - квазинулевой жесткости.A downhole pump installation comprising a submersible centrifugal pump with an electric motor installed in a borehole on a column of lifting pipes, a compensator located above them to suppress pressure pulsations with a pneumatic cap with a piston installed in it, characterized in that the piston is spring-loaded from the inside by a stack of successively connected cup springs separated by gaskets forming a gap with the inner surface of the pneumatic cap, while the cup springs are made with different height ratios spring cones to the wall thickness of the cone and have such a power characteristic that when the forces of the spring package and the inert gas pressure are connected in parallel, the resulting restoring force is created on the piston with the working section of the specified small - quasi-zero stiffness.
RU2017105662A 2017-02-20 2017-02-20 Well pump unit RU2641812C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2017105662A RU2641812C1 (en) 2017-02-20 2017-02-20 Well pump unit

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2017105662A RU2641812C1 (en) 2017-02-20 2017-02-20 Well pump unit

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2641812C1 true RU2641812C1 (en) 2018-01-22

Family

ID=61023660

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2017105662A RU2641812C1 (en) 2017-02-20 2017-02-20 Well pump unit

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2641812C1 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2683428C1 (en) * 2018-06-04 2019-03-28 Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" Oil well pumping unit

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4398870A (en) * 1981-04-13 1983-08-16 Bentley Arthur P Variable volume sonic pressure wave surface operated pump
RU2386056C2 (en) * 2006-07-21 2010-04-10 Анатолий Сергеевич Поляков Borehole vibration pump
RU2011148438A (en) * 2009-04-29 2013-06-10 Буцирус Ойропе Гмбх PRESSURE RELIEF VALVE
RU2518762C1 (en) * 2013-03-11 2014-06-10 Общество с ограниченной ответственностью "Конкистадор" Multistage immersion vibratory pump with axial connection
RU2591235C2 (en) * 2011-03-30 2016-07-20 Веллтек А/С Downhole pressure compensator

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4398870A (en) * 1981-04-13 1983-08-16 Bentley Arthur P Variable volume sonic pressure wave surface operated pump
RU2386056C2 (en) * 2006-07-21 2010-04-10 Анатолий Сергеевич Поляков Borehole vibration pump
RU2011148438A (en) * 2009-04-29 2013-06-10 Буцирус Ойропе Гмбх PRESSURE RELIEF VALVE
RU2591235C2 (en) * 2011-03-30 2016-07-20 Веллтек А/С Downhole pressure compensator
RU2518762C1 (en) * 2013-03-11 2014-06-10 Общество с ограниченной ответственностью "Конкистадор" Multistage immersion vibratory pump with axial connection

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
БАГРАМОВ Р.А. Буровые машины и комплексы, Москва, Недра, 1988, с. 269. *

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2683428C1 (en) * 2018-06-04 2019-03-28 Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" Oil well pumping unit

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US8360751B2 (en) Discharge pressure actuated pump
US20110162853A1 (en) Method and apparatus for the dampening of shocks in the borehole of wells
RU2641812C1 (en) Well pump unit
US20220003042A1 (en) Apparatus and method for modifying axial force
JP2003028062A (en) Pump, especially plunger pump
US20140178210A1 (en) Tubing inserted balance pump with internal fluid passageway
US2570965A (en) Variable automatic clearance pocket
KR920000256B1 (en) Jar accelerator
US8739889B2 (en) Annular pressure regulating diaphragm and methods of using same
RU154514U1 (en) HYDROSTATIC PACKER LANDING TOOL DOWN ON THE CABLE
US828680A (en) Apparatus for pumping oil-wells.
US2824718A (en) Mud decoupler
US2214683A (en) Hydraulic pump pulsation absorbing device
RU2717474C2 (en) Piston module of device for hydraulic protection of submersible electric motor (embodiments)
US2428460A (en) Sonic pump
US2277761A (en) Hydraulic pumping apparatus
RU2683428C1 (en) Oil well pumping unit
US2065051A (en) Piston
KR100618204B1 (en) Pressure accumulating device using dual bellows
US2918014A (en) Deep well pumping actuator
US2576923A (en) Fluid operated pump with shock absorber
SU1137240A1 (en) Borehole plunger diaphragm pump
RU2515822C2 (en) Damping device for extension and torsion vibrations
CN220599779U (en) Plunger gas lift drainage gas production device
US2362777A (en) Hydrostatic pump