RU2683428C1 - Oil well pumping unit - Google Patents
Oil well pumping unit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2683428C1 RU2683428C1 RU2018120644A RU2018120644A RU2683428C1 RU 2683428 C1 RU2683428 C1 RU 2683428C1 RU 2018120644 A RU2018120644 A RU 2018120644A RU 2018120644 A RU2018120644 A RU 2018120644A RU 2683428 C1 RU2683428 C1 RU 2683428C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- inert gas
- membrane
- piston
- spring
- pointed
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
- 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
- F04B47/04—Pumps or pumping installations specially adapted for raising fluids from great depths, e.g. well pumps the driving mechanisms being situated at ground level the driving means incorporating fluid means
-
- 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
Abstract
Description
Изобретение относится к технике добычи нефти, в частности к технике подъема добываемой продукции скважин, а именно водогазонефтяных эмульсий, и касается конструкции скважинных насосных установок.The invention relates to techniques for oil production, in particular to techniques for raising the produced products of wells, namely, oil and gas emulsions, and for the design of well pumping units.
Известна скважинная насосная установка, содержащая центробежный насос с электродвигателем, установленный в скважине на колонне подъемных труб, пневматический колпак для гашения пульсаций давления в трубах и обратный клапан с осевым дросселирующим каналом. Пневматический колпак расположен в полости подъемных труб, а обратный клапан установлен в его нижней части (А.с. СССР №918419, кл. Е21В 43/00, 1982 г.).Known 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 pipes and a check valve with an axial throttling channel. The pneumatic cap is located in the cavity of the lifting pipes, and the check valve is installed in its lower part (A.S. USSR No. 918419, class E21B 43/00, 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.
Также известен пневматический поршневой компенсатор (Баграмов Р.А. Буровые машины и комплексы / Р.А. Баграмов. - М.: Недра, 1988. с. 269, копия прилагается). Пневматический 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.Also known is a pneumatic piston compensator (Bagramov R.A. Drilling machines and complexes / R.A. Bagramov. - M .: Nedra, 1988. S. 269, copy attached). The pneumatic 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 liquid of the sub-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 liquid from the sub-piston cavity into the hydraulic system. Thus, the damping of pressure fluctuations occurs.
Недостатком данной конструкции является низкая надежность работы поршня, находящегося под давлением сжатого газа во время спуско-подъемных операций устройства.The disadvantage of this design is the low reliability of the piston, which is under pressure from the compressed gas during the hoisting operations of the device.
Наиболее близким к изобретению является скважинная насосная установка, содержащая пневматический колпак с поршнем. В колпаке под необходимым давлением содержится инертный газ, который закачивается в колпак перед спуском оборудования в скважину (Патент РФ №2641812, кл. Е21В 43/00, заявл. 20.02.2017).Closest to the invention is a downhole pumping unit containing a pneumatic cap with a piston. An inert gas is contained in the cap under the necessary pressure, which is pumped into the cap before the equipment is lowered into the well (RF Patent No. 2641812, CL ЕВВ 43/00, application form 20.02.2017).
Недостатком данной установки является повышенное значение нагрузок на пакет тарельчатых пружин и поршень на период спуска оборудования и время до запуска установки, что приводит к снижению надежности.The disadvantage of this installation is the increased value of the loads on the package of Belleville springs and piston for the period of descent of the equipment and the time before the installation starts, which leads to a decrease in reliability.
Технических решений, совпадающих с совокупностью существенных признаков не выявлено, что позволяет сделать вывод о соответствии условию патентоспособности «новизна».No technical solutions coinciding with the set of essential features have been identified, which allows us to conclude that the patentability condition is “novelty”.
Целью изобретения является повышение работоспособности и надежности работы установки, снижение вибрации подземного насосного оборудования, вызываемой присутствием газовых включений в откачиваемой пластовой жидкости.The aim of the invention is to increase the availability and reliability of the installation, reducing vibration of the underground pumping equipment caused by the presence of gas inclusions in the pumped formation fluid.
Скважинная насосная установка содержит установленный в скважине на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) погружной электроцентробежный насос с электродвигателем и расположенный над ними для гашения пульсаций давления пневмопружинный компенсатор, поршень которого подпружинен изнутри пакетом последовательно соединенных тарельчатых пружин, имеющим такую силовую характеристику, что усилие пакета последовательно соединенных тарельчатых пружин и давление инертного газа на поршне создают результирующую восстанавливающую силу с рабочим участком заданной малой (квазинулевой) жесткости.A downhole pump installation comprises a submersible electric centrifugal pump with an electric motor installed in a borehole on a tubing string (tubing) and a pneumatic spring compensator located above them to suppress pressure pulsations, the piston of which is spring-loaded from the inside by a packet of serially connected cup springs having such a force characteristic that the force of the packet serially connected disk springs and inert gas pressure on the piston create the resulting restoring force with per area of a given small (quasi-zero) stiffness.
Новым является то, что согласно изобретению, над упомянутым пневмопружинным компенсатором установлена емкость со сжатым инертным газом, содержащая мембрану с остроконечным пробойником, снабженным возвратной пружиной, упирающейся одним концом в корпус емкости со сжатым инертным газом, а другим на упорное кольцо в теле остроконечного пробойника, острый конец которого направлен на мембрану, с возможностью организации движения сброшенного в насосно-компрессорные трубы с дневной поверхности скважины лома, двигающегося по конусной направляющей и действующего на скошенный конец остроконечного пробойника, перемещая его и пробивая отверстие в мембране, с возможностью перетекания сжатого инертного газа через мембрану в рабочую полость пневмопружинного компенсатора.What is new is that according to the invention, a container with a compressed inert gas is installed above said pneumatic spring compensator, comprising a membrane with a pointed piercer provided with a return spring resting against one end of the container body with compressed inert gas and the other against a thrust ring in the body of the pointed piercer, the sharp end of which is directed to the membrane, with the possibility of organizing the movement of scrap discharged into tubing from the day surface of the well, moving in a conical direction yayuschey and acting on the bevelled end of the pointed punch, moving it and punching a hole in the membrane, with the possibility of overflow of pressurized inert gas through the membrane into the working chamber air spring compensator.
Заявляемое техническое решение поясняется чертежами, гдеThe claimed technical solution is illustrated by drawings, where
- на фиг. 1 приведена схема скважинной насосной установки;- in FIG. 1 shows a diagram of a downhole pumping unit;
- на фиг. 2 представлена схема процесса падения лома;- in FIG. 2 shows a diagram of the process of falling scrap;
- на фиг. 3 представлена схема процесса пробоя мембраны;- in FIG. 3 is a diagram of a membrane breakdown process;
- на фиг. 4 представлен процесс попадания лома в уловитель;- in FIG. 4 shows the process of getting scrap into the trap;
- на фиг. 5 изображен процесс взаимодействия лома с направляющей частью емкости.- in FIG. 5 shows the process of interaction of scrap with the guide part of the tank.
Предлагаемая скважинная насосная установка (фиг. 1) содержит погружной электроцентробежный насос (ЭЦН) 1, электродвигатель 2, пневмопружинный компенсатор 3, расположенный на выкиде погружного ЭЦН 1.The proposed downhole pumping unit (Fig. 1) contains a submersible electric centrifugal pump (ESP) 1, an
Пневмопружинный компенсатор 3 (фиг. 2) содержит аккумулятор давления в виде емкости 4 со сжатым инертным газом, рабочую часть, состоящую из цилиндра с поршнем 5, прикрепленным к подпружиненному пакету тарельчатых пружин 6. В свою очередь, емкость 4 со сжатым инертным газом имеет сложную форму в виде соединенных конической и цилиндрической обечаек (на фиг. не обозначены), образующих конусную направляющую для движения лома 7. Для вытекания сжатого инертного газа из емкости 4, в ней имеется мембрана 8 (местный вид Б, фиг. 2). Пробивание мембраны 8 осуществляется остроконечным пробойником 9 со скошенным концом. Скошенный конец необходим для приведения остроконечного пробойника 9 в движение посредством взаимодействия с ломом 7. Для размещения лома 7 после пробивания мембраны 8 используется уловитель 10. Также уловитель 10 и ограничитель 11 служат для упора рабочей части пневмопружинного компенсатора 3. После пробивания мембраны 8 остроконечный пробойник 9 возвращается в исходное положение с помощью возвратной пружины 12 (местный вид Б, фиг. 2), упирающейся одним концом на корпус емкости 4, другим на упорное кольцо (на фиг. не обозначено) на теле остроконечного пробойника 9 (местный вид Б, фиг. 2).The spring-loaded compensator 3 (Fig. 2) contains a pressure accumulator in the form of a
Рабочая часть пневмопружинного компенсатора 3 (фиг. 2) представляет собой полость с расположенными в ней поршнем 5 и подпружиненным пакетом тарельчатых пружин 6, причем пакет тарельчатых пружин 6 выполнен меньше диаметра цилиндра в виду увеличения диаметра пакета тарельчатых пружин 6 при сжатии. Ограничивает перемещение пакета тарельчатых пружин 6 поршень 5, упирающийся в нижнем положении в ограничитель хода поршня 13, выполненный с отверстиями 14 (сечение В-В, фиг. 2), что исключает перекос поршня 5.The working part of the pneumatic spring compensator 3 (Fig. 2) is a cavity with a
Для подвода перекачиваемой пластовой жидкости используется направляющий патрубок 15 (фиг. 2 и 3), перфорированный отверстиями 16, через который осуществляется передача давления от перекачиваемой пластовой жидкости в рабочей части пневмопружинного компенсатора 3. Направляющий патрубок 15 закрепляется в корпусе 18 пневмопружинного компенсатора 3 путем использования центрирующих спиц 17 (сечение Г-Г, фиг. 2). Емкость 4 со сжатым инертным газом установлена в корпусе 18 пневмопружинного компенсатора 3, над его рабочей частью, образованной поршнем 5 и подпружиненным пакетом последовательно соединенных тарельчатых пружин 6, расположенным в цилиндре.To supply the pumped reservoir fluid, a guide pipe 15 (Fig. 2 and 3) is used, perforated with
Скважинная насосная установка работает следующим образом. Перед спуском насосного оборудования в емкость 4 закачивается сжатый инертный газ. После спуска насосного оборудования в скважину, перед началом работы в НКТ сбрасывается лом 7 (фиг. 2). Достигнув пневмопружинного компенсатора 3, лом 7 (фиг. 5) направляется по конусной направляющей - конической обечайке емкости 4 со сжатым инертным газом к скошенному концу остроконечного пробойника 9. Воздействуя на остроконечный пробойник 9, лом 7 приводит его в движение, устремляясь дальше в уловитель 10 (фиг. 3). Остроконечный пробойник 9 пробивает мембрану 8 в емкости 4 со сжатым инертным газом, способствуя вытеканию сжатого инертного газа из емкости 4 (фиг. 4, местный вид Б). Сжатый инертный газ устремляется в подпоршневое пространство рабочей части пневмопружинного компенсатора 3 с пакетом тарельчатых пружин 6.Downhole pumping unit operates as follows. Before the descent of the pumping equipment into the
При работе погружного электроцентробежного насоса 1 пластовая жидкость поступает в направляющий патрубок 15 в нижней части пневмопружинного компенсатора 3, затем устремляется к цилиндру и, воздействуя на поршень 5, способствует сжатию пакета тарельчатых пружин 6 и инертного газа в подпоршневом пространстве. В случае падения давления на выкиде погружного электроцентробежного насоса 1, поршень 5 начинает сжимать поступающую пластовую жидкость, поднимая уровень давления в системе. В случае увеличения давления добываемой пластовой жидкости, давление пластовой жидкости посредством поршня 5 передается пакету тарельчатых пружин 6 и сжатому инертному газу, способствуя снижению давления потока.During the operation of the submersible electric
Изменение конструкции предлагаемой скважинной насосной установки таким образом, что сжатый инертный газ, участвующий в работе установки, до начала работы содержится в емкости 4, размещенной над рабочей частью пневмопружинного компенсатора 3, позволяет создать равномерное давление на рабочую часть пневмопружинного компенсатора 3 как со стороны воздействия перекачиваемой пластовой жидкости, так и в подпоршневой части.Changing the design of the proposed borehole pumping unit so that the compressed inert gas participating in the installation is contained in a
Возможность приема пластовой жидкости в надпоршневую полость при повышении ее давления, и ее вытеснения при снижении, уменьшает разброс давления в НКТ.The ability to receive reservoir fluid into the supra-piston cavity with an increase in its pressure, and its displacement with a decrease, reduces the pressure spread in the tubing.
Введение в конструкцию пневмопружинного компенсатора 3 пакета последовательно соединенных тарельчатых пружин 6, которые имеют такую силовую характеристику, что при параллельном соединении этого пакета тарельчатых пружин 6 с усилием давления инертного газа на поршне 5, создается результирующая восстанавливающая сила с рабочим участком заданной малой (квазинулевой) жесткости. Такая конструкция позволяет снизить колебания давления в насосно-компрессорных трубах, следовательно, и вибрацию оборудования.The introduction of
Использование пневмопружинного компенсатора позволяет снизить негативные воздействия колебаний давления на выкиде погружного электроцентробежного насоса, предотвращает возникновение вибрационных нагрузок.The use of a pneumatic spring compensator reduces the negative effects of pressure fluctuations on the discharge of a submersible electric centrifugal pump, prevents the occurrence of vibration loads.
Внедрение предлагаемого объекта обеспечивает эффективное гашение вибрации подземного насосного оборудования, вызываемой присутствием газовых включений в пластовой жидкости. В результате повышается эффективность эксплуатации скважин, оборудованных установками электроцентробежных 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 reservoir fluid. As a result, the operating efficiency of wells equipped with electric centrifugal pump installations is increased by increasing the overhaul period of their work.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2018120644A RU2683428C1 (en) | 2018-06-04 | 2018-06-04 | Oil well pumping unit |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2018120644A RU2683428C1 (en) | 2018-06-04 | 2018-06-04 | Oil well pumping unit |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2683428C1 true RU2683428C1 (en) | 2019-03-28 |
Family
ID=66089973
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2018120644A RU2683428C1 (en) | 2018-06-04 | 2018-06-04 | Oil well pumping unit |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2683428C1 (en) |
Citations (5)
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 |
EA015467B1 (en) * | 2006-02-01 | 2011-08-30 | ПЕТРО ХАЙДРОЛИК ЛИФТ СИСТЕМ, ЭлЭлСи | Hydraulic oil well pumping apparatus |
RU2493434C1 (en) * | 2012-06-14 | 2013-09-20 | Ольга Иосифовна Логинова | Hydraulic-driven pump set |
RU2591235C2 (en) * | 2011-03-30 | 2016-07-20 | Веллтек А/С | Downhole pressure compensator |
RU2641812C1 (en) * | 2017-02-20 | 2018-01-22 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Well pump unit |
-
2018
- 2018-06-04 RU RU2018120644A patent/RU2683428C1/en active
Patent Citations (5)
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 |
EA015467B1 (en) * | 2006-02-01 | 2011-08-30 | ПЕТРО ХАЙДРОЛИК ЛИФТ СИСТЕМ, ЭлЭлСи | Hydraulic oil well pumping apparatus |
RU2591235C2 (en) * | 2011-03-30 | 2016-07-20 | Веллтек А/С | Downhole pressure compensator |
RU2493434C1 (en) * | 2012-06-14 | 2013-09-20 | Ольга Иосифовна Логинова | Hydraulic-driven pump set |
RU2641812C1 (en) * | 2017-02-20 | 2018-01-22 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Well pump unit |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US7980301B1 (en) | Method and apparatus for the dampening of shocks in the borehole of wells | |
RU2683428C1 (en) | Oil well pumping unit | |
KR101882380B1 (en) | water hammer apparatus | |
RU68587U1 (en) | DEVICE FOR CREATING PERFORATION CHANNELS IN A BORE HOLE | |
RU2403380C1 (en) | Device for development of perforation channels of deep penetration in oil and gas wells | |
RU2312985C1 (en) | Gas separator of insert oil-well pump | |
RU2320866C2 (en) | Device for hydroimpulsive well bottom zone treatment | |
RU156338U1 (en) | DEVICE FOR CREATING PERFORATION CHANNELS IN A WELL | |
RU104620U1 (en) | WEDGE HYDROMECHANICAL PERFORATOR | |
RU166549U1 (en) | PUMP INSTALLATION FOR OPERATION OF TILT-DIRECTED WELLS WITH A LARGE VERTICAL DISTANCE | |
RU2478163C2 (en) | Tube perforator (versions) | |
RU60132U1 (en) | DEVICE FOR PUNCHING WELLS | |
RU154514U1 (en) | HYDROSTATIC PACKER LANDING TOOL DOWN ON THE CABLE | |
RU2316644C2 (en) | Mechanical-hydraulic perforator | |
RU2607843C2 (en) | High-frequency drilling hammer with hydraulic drive, intended for hard rocks percussion drilling | |
RU42060U1 (en) | WELL PERFORATOR | |
RU2641812C1 (en) | Well pump unit | |
RU151444U1 (en) | DEVICE FOR PUNCHING WELLS AND TREATING BOTTOM ZONE | |
RU96172U1 (en) | DEVICE FOR PERFORATION OF WELLS AND RIP | |
RU2043486C1 (en) | Device for well perforation | |
RU2263768C1 (en) | Borehole perforator | |
RU2263767C1 (en) | Borehole perforator | |
RU2407882C1 (en) | Perforator for operation in wells with low formation pressure and/or in depression mode | |
RU2315176C1 (en) | Device for well bore perforation in the case of low reservoir pressure | |
RU133190U1 (en) | PUNCHING PUNCHES WITH ELECTRIC DRIVE CONTROL |