RU2721067C1

RU2721067C1 - Downhole sucker-rod pumping unit

Info

Publication number: RU2721067C1
Application number: RU2019133374A
Authority: RU
Inventors: Азат Атласович Саитов
Original assignee: Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина
Priority date: 2019-10-22
Filing date: 2019-10-22
Publication date: 2020-05-15

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: invention relates to equipment for fluid lifting from wells and can be used in oil producing industry for oil production. Proposed unit comprises power drive with traction element, reversible drive element connected with power drive with possibility of rotation and reciprocation together with traction element and equipped with drum with flexible tie, made with possibility of winding with successive increase or reduction of winding diameter on drum at rotation of reversible drive member to ensure respectively increase or decrease of liquid lifting lines relative to stroke of power drive, with the other end of the flexible rod fixed on the mechanism of attachment, which is made with possibility of fixation relative to the well mouth. Two equalized fluid lifting lines include appropriate suspensions connected to the reversible drive element by means of a flexible element. Polished rods, rod strings and pumps are arranged in corresponding tubular strings, which are isolated from each other, and lowered into the well. Reversible drive member is equipped with at least one additional drum with additional flexible rod, made with possibility of winding with successive reduction or increase of winding diameter on additional drum at rotation of reverse drive element at corresponding increase and reducing diameter of winding of flexible rod on drum and attachment of additional flexible rod at different level within height of power drive on attachment mechanism in opposite end from flexible link. Reversible drive element is equipped with upper and lower beams connected to each other with possibility of rotation in horizontal and vertical planes. Bottom beam is connected with traction element, and upper beam is connected with reversible drive element.

EFFECT: higher reliability of operation.

1 cl, 9 dwg

Description

Изобретение относится к техническим средствам для подъема жидкости из скважин и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности для добычи нефти скважинными штанговыми насосами.The invention relates to technical means for lifting liquid from wells and can be used in the oil industry for oil production by sucker rod pumps.

Известен станок-качалка (патент SU №682668, МПК F04B 47/02, опубл. 30.08.1979 в бюл. №32) для привода глубинных штанговых насосов в двухствольных скважинах, установленный на фундаменте, содержащий раму, стойку, балансир, головку балансира и канатную подвеску, причем с целью упрощения конструкции и повышения эффективности его в работе путем осуществления возможности работы насоса во второй, рядом расположенной скважине от холостого хода головки балансира, в нижней части головки балансира, с ее тыльной стороны установлен роликовый узел для крепления канатной подвески, а рама снабжена стрелой, причем на фундаменте установлена дополнительная стойка, взаимодействующая со стрелой и имеющая ось, на которой установлен шкив.Known rocking machine (patent SU No. 682668, IPC F04B 47/02, publ. 08/30/1979 in bull. No. 32) for the drive of deep-well sucker-rod pumps in double-barrel wells, mounted on a foundation containing a frame, rack, balancer, balancer head and cable suspension, and in order to simplify the design and increase its efficiency in operation by making the pump work in the second well next to the idle head of the balancer, in the lower part of the balancer head, a roller assembly for fastening the canal is installed on its rear side the suspension, and the frame is equipped with an arrow, moreover, an additional rack is installed on the foundation, interacting with the arrow and having an axis on which the pulley is mounted.

Недостатками устройства являются необходимость строительства фундамента под стойку, отсутствие возможности индивидуального регулирования скорости откачки для каждой скважины, а также усложнение конструкции станка-качалки и повышенная металлоемкость.The disadvantages of the device are the need to build a foundation for the rack, the lack of the ability to individually control the pumping speed for each well, as well as the complexity of the design of the rocking machine and increased metal consumption.

Известна глубинно-насосная штанговая установка (патент RU №2205979, МПК F04B 47/02, опубл. 10.06.2003 в бюл. №16), содержащая силовой привод, реверсивный приводной орган, уравновешиваемые линии подъема жидкости, включающие канатные подвески, полированные штоки, штанговые колонны и плунжеры поршневых насосов, размещенные в изолированных друг от друга колоннах насосно-компрессорных труб, спущенных в скважину. Уравновешиваемые линии подъема жидкости содержат, по меньшей мере, по одному поршневому насосу различных типоразмеров, а, по меньшей мере, одна пара полированных штоков уравновешиваемой линии посредством траверсы и канатной подвески подсоединена к реверсивному приводному органу, выполненному в виде двуплечего балансира с двумя балансирными головками или в виде ступенчатого блока-шкива, причем, по меньшей мере, две колонны насосно-компрессорных труб скреплены между собой хомутами с интервалом их расположения, равным не более длины волны продольного изгиба одиночной колонны насосно-компрессорных труб под действием напорного усилия плунжера. При одновременно-раздельной эксплуатации двух продуктивных пластов на нижнем пласте, имеющем меньший дебит, установка может быть оснащена поршневым насосом меньшего диаметра, а на верхнем пласте - поршневым насосом большего диаметра или двумя равновеликими по суммарной производительности поршневыми насосами меньшего диаметра, полированные штоки которых через траверсы и канатные подвески подсоединены к реверсивному приводному органу. Установка может быть оснащена двумя парами колонн насосно-компрессорных труб с поршневыми насосами одинакового или различных типоразмеров в каждой паре, причем полированные штоки каждой пары насосов через равноплечие или неравноплечие траверсы подсоединены канатными подвесками к разным плечам реверсивного приводного органа. При одновременно-раздельной эксплуатации двух продуктивных пластов на нижнем пласте, имеющем больший или равный с верхним пластом дебит, установка может быть оснащена поршневым насосом большего диаметра, канатная подвеска этого насоса подсоединена к блоку меньшего диаметра ступенчатого блока-шкива, а канатная подвеска верхнего поршневого насоса меньшего диаметра - к блоку большего диаметра ступенчатого блока-шкива. При одновременно-раздельной эксплуатации двух продуктивных пластов на верхнем пласте, имеющем больший дебит, установка может быть оснащена поршневым насосом большего диаметра, канатная подвеска этого насоса подсоединена к блоку меньшего диаметра ступенчатого блока-шкива, а канатная подвеска нижнего поршневого насоса меньшего диаметра - к большему диаметру сдвоенного блока-шкива. При ступенчатом подъеме жидкости из скважины на верхнем горизонте установка может быть оснащена поршневым насосом большего диаметра, на нижнем горизонте - поршневым насосом меньшего диаметра, канатная подвеска верхнего насоса подсоединена к блоку меньшего диаметра ступенчатого блока-шкива, а канатная подвеска нижнего насоса - к блоку большего диаметра ступенчатого блока-шкива. Реверсивный приводной орган может быть выполнен в виде станка-качалки с двуплечим балансиром, у которого балансирная головка со стороны присоединения шатуна к балансиру оснащена гибким тяговым органом, соединенным со второй канатной подвеской, отклоняющими и направляющим роликами, закрепленными на станине станка-качалки. Реверсивный приводной орган может быть выполнен в виде ступенчатого блока-шкива с отклоняющими роликами, обеспечивающими взаимную ориентацию канатных подвесок и полированных штоков уравновешиваемых линий подъема нефти. Узел соединения канатной подвески, по меньшей мере, с двумя полированными штоками каждой уравновешиваемой линии может быть выполнен в виде траверсы, с которой скреплены полированные штоки, а канатная подвеска соединена с траверсой роликовым или шаровым шарниром, обеспечивающим возможность изменения соотношения плеч между шарниром и местами крепления полированных штоков.Known deep-pump rod installation (patent RU No. 2205979, IPC F04B 47/02, publ. 06/10/2003 in bull. No. 16), containing a power drive, reversible drive body, balanced fluid lifting lines, including rope suspensions, polished rods, rod columns and piston piston plungers placed in isolated from each other tubing columns lowered into the well. Balanced fluid lifting lines contain at least one piston pump of various sizes, and at least one pair of polished rods of the balanced line is connected to the reversing drive body in the form of a two-shouldered balancer with two balancing heads by means of a traverse and a rope suspension. in the form of a stepped pulley block, and at least two columns of tubing are fastened together by clamps with an interval of their location equal to not more than the wavelength s longitudinal bending of a single string of tubing under the action of the pressure force of the plunger. In case of simultaneous and separate operation of two productive layers on the lower layer, which has a lower flow rate, the installation can be equipped with a piston pump of a smaller diameter, and on the upper layer - a piston pump of a larger diameter or two smaller diameter piston pumps of equal total output, polished rods of which through the cross beams and rope suspensions are connected to the reversing drive element. The installation can be equipped with two pairs of tubing strings with piston pumps of the same or different sizes in each pair, and the polished rods of each pair of pumps are connected via cable rails or unequal arms to different arms of the reversing drive unit. In case of simultaneous and separate operation of two productive formations on the lower formation, having a greater or equal flow rate with the upper formation, the installation can be equipped with a larger diameter piston pump, the cable suspension of this pump is connected to the smaller diameter block of the stepped pulley block, and the cable suspension of the upper piston pump smaller diameter - to the larger diameter block of the stepped pulley block. In case of simultaneous and separate exploitation of two productive formations on the upper formation with a larger flow rate, the installation can be equipped with a larger diameter piston pump, the cable suspension of this pump is connected to the smaller diameter block of the stepped pulley block, and the cable suspension of the lower piston pump of a smaller diameter to the larger diameter of a dual pulley block. With a stepwise rise of fluid from the well at the upper horizon, the installation can be equipped with a larger diameter piston pump, a smaller diameter piston pump on the lower horizon, the upper pump rope suspension is connected to the smaller diameter block of the stepped pulley block, and the lower pump cable suspension is connected to the larger block the diameter of the stepped pulley block. The reversing drive body can be made in the form of a rocking machine with a two-arm balancer, in which the balancing head on the side of the connecting rod to the balancer is equipped with a flexible traction body connected to the second rope suspension, deflecting and guide rollers mounted on the bed of the rocking machine. Reversible drive body can be made in the form of a stepped pulley block with deflecting rollers, providing mutual orientation of rope suspensions and polished rods of balanced oil lifting lines. The node of connection of the cable suspension with at least two polished rods of each balanced line can be made in the form of a traverse with which polished rods are fastened, and the cable suspension is connected to the traverse by a roller or ball joint, which allows changing the ratio of the shoulders between the hinge and the attachment points polished stocks.

Недостатками устройства являются:The disadvantages of the device are:

во-первых, длина хода и частота хода всех скважинных штанговых насосов одинакова и равна длине хода и частоте качаний силового привода, поэтому согласование скоростей откачки линий подъема жидкости со скоростями притока объектов (пластов) скважины индивидуально возможно только подбором насосов для каждой линии по отдельности, что при оптимизации работы объекта скважины приводит к необходимости замены насоса или насосов бригадой подземного ремонта скважин. Такой способ оптимизации не только затратный из-за необходимости продолжительной остановки скважины, привлечения сторонних организаций и др., но и не позволяет эффективно эксплуатировать пласты скважины из-за ограниченного количества размеров насосов по диаметру плунжера, которые можно спустить в скважину с двумя параллельными колоннами труб, что сужает возможности применения такой установки;firstly, the stroke length and stroke frequency of all borehole sucker rod pumps is the same and equal to the stroke length and swing frequency of the power drive, therefore, matching the pumping speed of the fluid lifting lines with the flow rates of the objects (layers) of the well individually is only possible by selecting pumps for each line individually, which, when optimizing the operation of a well object, leads to the need to replace the pump or pumps with an underground well repair team. This optimization method is not only costly due to the need for a long shutdown of the well, involvement of third-party organizations, etc., but it also does not allow to efficiently operate the well strata due to the limited number of pump sizes along the plunger diameter, which can be lowered into the well with two parallel pipe strings , which narrows the possibilities of using such an installation;

во-вторых, отказ одного насоса установки с двумя параллельными колоннами труб приводит к отказу всей установки, соответственно простою другого объекта скважины до устранения отказа;secondly, the failure of one pump of the installation with two parallel columns of pipes leads to a failure of the entire installation, respectively, the downtime of another well object until the failure is eliminated;

в-третьих, колонны штанг подсоединены к реверсивному приводному органу с помощью канатных подвесок, что при определенных условиях может привести к проскальзыванию канатов, соответственно к их преждевременному износу;thirdly, the rod columns are connected to the reversing drive body using rope suspensions, which under certain conditions can lead to slippage of the ropes, respectively, to their premature wear;

в-четвертых, при использовании в качестве силового привода станка-качалки необходимо вмешательство в его конструкцию (усложнение), что нежелательно по причине того, что привод - это покупное изделие, продаваемое отдельно от установки, и изменение его конструкции требует согласования с изготовителем.fourthly, when using a rocking machine as a power drive, intervention in its design (complication) is necessary, which is undesirable because the drive is a purchased product sold separately from the installation, and a change in its design requires agreement with the manufacturer.

Наиболее близкой по технической сущности является скважинная штанговая насосная установка (патент RU №2614296, МПК F04B 47/02, опубл. 24.03.2017 в бюл. №9), содержащая силовой привод с тяговым органом, реверсивный приводной орган, соединенный с силовым приводом с возможностью вращения и возвратно-поступательного движения совместно с тяговым органом, две уравновешиваемые линии подъема жидкости разного веса, включающие соответствующие подвески, соединенные с реверсивным приводным органом посредством гибкого элемента, полированные штоки, штанговые колонны и насосы, размещенные в соответствующих изолированных друг от друга колоннах труб, спущенных в скважину. Реверсивный приводной орган оснащен барабаном с гибкой тягой, выполненной с возможностью намотки на барабан при вращении реверсивного приводного органа, другой конец гибкой тяги закреплен на различном уровне в пределах высоты силового привода на механизме крепления, который выполнен с возможностью фиксации относительно устья скважины, причем барабан выполнен с возможностью намотки гибкой тяги с последовательным увеличением или уменьшением диаметра намотки для обеспечения соответственно увеличения или уменьшения хода линий подъема жидкости относительно хода силового привода. Конец гибкой тяги может быть закреплен на механизме крепления ниже крайнего нижнего положения приводного органа для обеспечения большего хода более тяжелой линии подъема, выше крайнего нижнего положения приводного органа для обеспечения большего хода более легкой линии подъема или между крайними верхним и нижним положениями приводного органа для обеспечения двойного подъема и спуска хода линий подъема во время одного рабочего цикла силового привода.The closest in technical essence is a borehole sucker-rod pumping unit (patent RU No. 2614296, IPC F04B 47/02, published on March 24, 2017 in bull. No. 9), containing a power drive with a traction body, a reversing drive body connected to a power drive with the possibility of rotation and reciprocating movement together with the traction body, two balanced lifting lines of liquids of different weights, including the corresponding suspension, connected to the reversing drive body by means of a flexible element, polished rods, rod bearings onny and pumps housed in respective insulated from each other tubing string lowered into a borehole. The reversible drive member is equipped with a flexible thrust drum configured to be wound onto the drum when the reverse drive member is rotated, the other end of the flexible rod is fixed at various levels within the height of the power drive to a fastening mechanism that is capable of fixing relative to the wellhead, the drum being made with the possibility of winding flexible traction with a sequential increase or decrease in the diameter of the winding to ensure respectively increase or decrease the stroke of the lift lines fluid relative to the stroke of the power drive. The end of the flexible rod may be secured to the attachment mechanism below the lowermost position of the drive element to provide greater travel of the heavier lift line, above the lowermost position of the drive element to provide greater travel of the lighter lift line or between the extreme upper and lower positions of the drive element to provide double lifting and lowering the lift lines during one duty cycle of the power drive.

во-первых, необходимым условием работоспособности известного устройства является наличие движущей силы, создающей вращающий момент на реверсивном приводном органе для увеличения или уменьшения хода линий подъема жидкости относительно хода силового привода, возникающей из-за разницы нагрузок в точках подвеса линий подъема жидкости. Отсюда следует требование, что одна из линий подъема жидкости должна быть более тяжелой чем другая в любой момент времени как при ходе вверх, так и при ходе вниз силового привода. При невыполнении этого требования, т.е. если, например, при ходе вверх линия подъема была более тяжелой чем другая линия, а при ходе вниз или на каком-то участке хода вниз становится более легкой, или нагрузки от линий подъема выравниваются хотя бы на какой-то момент времени, что на практике имеет место, то устройство становится неработоспособным: происходит или провисание гибкой тяги или вращение приводного органа в обратную сторону, или т.п., приводящие к аварийным ситуациям (обрыву гибкой тяги, ударам и повреждению других узлов установки и др.), т.к. на гибкую тягу при работе установки действует сила натяжения, зависящая от разницы нагрузок в точках подвеса линий подъема жидкости;firstly, a necessary condition for the operability of the known device is the presence of a driving force that creates a torque on the reversing drive body to increase or decrease the stroke of the fluid lift lines relative to the stroke of the power drive, arising from the difference in loads at the suspension points of the fluid lift lines. This implies the requirement that one of the fluid lifting lines must be heavier than the other at any given time both during the upward and downward movements of the power drive. If this requirement is not met, i.e. if, for example, during the upstroke, the rise line was heavier than the other line, and during the downstroke or at some part of the downstroke it becomes lighter, or the loads from the elevation lines are equalized at least at some point in time, which in practice takes place, the device becomes inoperative: there is either a sagging of the flexible traction or rotation of the drive body in the opposite direction, or the like, leading to emergency situations (breakage of the flexible traction, impacts and damage to other components of the installation, etc.), because . the flexible traction during the operation of the installation is affected by the tensile force, which depends on the difference in loads at the points of suspension of the liquid lifting lines;

во-вторых, в реальных условиях эксплуатации, на скважине, при монтаже установки необходимо добиться расположения проекций осей колонн штанг лифтов на горизонтальную плоскость (две точки) на продольной оси наземного привода, например, станка-качалки, и расположение осей колонн штанг лифтов на одной вертикальной плоскости, проходящей через продольную ось станка-качалки, а также исключить смещения во время эксплуатации установки. Любые отклонения приводят к появлению дополнительных нагрузок в установке, перекосам, поворотам и задеваниям при работе, нарушающим его работоспособность.secondly, in actual operating conditions, at the well, during installation, it is necessary to achieve the location of the projections of the axes of the columns of the elevator rods on a horizontal plane (two points) on the longitudinal axis of the ground drive, for example, a rocking machine, and the location of the axes of the columns of the elevator rods on one vertical plane passing through the longitudinal axis of the rocking machine, and also to eliminate displacements during operation of the installation. Any deviations lead to the appearance of additional loads in the installation, distortions, bends and grazing during operation, violating its performance.

Технической задачей изобретения является повышение надежности работы установки для одновременной раздельной добычи продукции двух объектов (пластов) скважины за счет исключения аварий при работе из-за использования разницы весов линий подъема в качестве движущей силы, создающей вращающий момент на реверсивном приводном органе для увеличения или уменьшения хода линий подъема жидкости относительно хода силового привода и из-за влияния взаимного расположения наземного и скважинного оборудования.An object of the invention is to increase the reliability of the installation for the simultaneous separate production of two objects (layers) of the well by eliminating accidents during operation due to the use of the difference in the weight of the lift lines as a driving force that creates torque on the reversing drive body to increase or decrease the stroke lines of fluid rise relative to the course of the power drive and due to the influence of the relative position of the ground and downhole equipment.

Поставленная техническая задача решается скважинной штанговой насосной установкой, содержащей силовой привод с тяговым органом, реверсивный приводной орган, соединенный с силовым приводом с возможностью вращения и возвратно-поступательного движения совместно с тяговым органом, и оснащенный барабаном с гибкой тягой, выполненной с возможностью намотки с последовательным увеличением или уменьшением диаметра намотки на барабан при вращении реверсивного приводного органа для обеспечения, соответственно, увеличения или уменьшения, хода линий подъема жидкости относительно хода силового привода, с закрепленным другим концом гибкой тяги на механизме крепления, который выполнен с возможностью фиксации относительно устья скважины, две уравновешиваемые линии подъема жидкости, включающие соответствующие подвески, соединенные с реверсивным приводным органом посредством гибкого элемента, полированные штоки, штанговые колонны и насосы, размещенные в соответствующих изолированных друг от друга колоннах труб, спущенных в скважину.The stated technical problem is solved by a borehole sucker-rod pumping unit containing a power drive with a traction body, a reversing drive body connected to the power drive with the possibility of rotation and reciprocating movement together with the traction body, and equipped with a flexible traction drum made with the possibility of winding with sequential increasing or decreasing the diameter of the winding on the drum during rotation of the reversing drive element to ensure, respectively, increasing or decreasing the stroke liquid lift lines relative to the travel of the power drive, with the other end of the flexible rod fixed to the fastening mechanism, which is made with the possibility of fixation relative to the wellhead, two balanced liquid lift lines, including the corresponding suspension, connected to the reversing drive body by means of a flexible element, polished rods, rod columns and pumps placed in respective isolated from each other columns of pipes lowered into the well.

Новым является то, что реверсивный приводной орган оснащен как минимум одним дополнительным барабаном с дополнительной гибкой тягой, выполненной с возможностью намотки с последовательным уменьшением или увеличением диаметра намотки на дополнительный барабан при вращении реверсивного приводного органа при соответственном увеличении и уменьшении диаметра намотки гибкой тяги на барабан и креплением дополнительной гибкой тяги на различном уровне в пределах высоты силового привода на механизме крепления в противоположном от крепления гибкой тяги конце, реверсивный приводной орган также оснащен верхней и нижней балками, соединенными между собой с возможностью поворота в горизонтальной и вертикальной плоскостях, при этом нижняя балка связана с тяговым органом, а верхняя - с реверсивным приводным органом.What is new is that the reversing drive element is equipped with at least one additional drum with an additional flexible traction, made with the possibility of winding with a successive decrease or increase in the diameter of the winding on the additional drum during rotation of the reversing drive body with a corresponding increase and decrease in the diameter of the winding of flexible traction on the drum and fastening additional flexible traction at various levels within the height of the power drive on the fastening mechanism opposite to the fastening flexible traction end, the reversing drive body is also equipped with upper and lower beams, interconnected to rotate in horizontal and vertical planes, while the lower beam is connected with the traction body, and the upper - with the reversing drive body.

На фиг. 1 схематично изображена установка скважинного штангового насоса, вид сбоку; на фиг. 2 - схематично изображена наземная часть установки; на фиг. 3 - схематично изображена установка с обозначениями размеров в крайнем верхнем положении приводного органа; на фиг. 4-6 - схематично изображена работа установки с большей, чем у силового привода, длиной хода более тяжелой линии подъема; на фиг. 7-9 - схематично изображена работа установки с большей, чем у силового привода, длиной хода более легкой линии подъема.In FIG. 1 schematically shows the installation of a borehole sucker rod pump, side view; in FIG. 2 - schematically shows the ground part of the installation; in FIG. 3 - schematically shows the installation with size designations in the extreme upper position of the drive body; in FIG. 4-6 - schematically depicts the operation of the installation with a longer than the power drive stroke length of a heavier lift line; in FIG. 7-9 - schematically depicts the operation of the installation with a longer than the power drive, the stroke length of a lighter lift line.

Скважинная штанговая насосная установка содержит силовой привод 1, например, станок-качалку (фиг. 1), цепной привод, гидравлический привод или др. (на фиг. не показаны) с тяговым органом 2, например, канатом, лентой или др., реверсивный приводной орган 3, две уравновешиваемые линии подъема жидкости 4 и 5, включающие соответствующие подвески 6 и 7, соединенные с реверсивным приводным органом 3 посредством гибкого элемента 8, устьевые штоки 9 и 10, штанговые колонны 11 и 12 и насосы 13 и 14, размещенные в соответствующих изолированных друг от друга колоннах труб 15 и 16, спущенных в скважину 17. Силовой привод 1 подбирается с учетом веса обеих линий подъема жидкости 4 и 5.The downhole sucker rod pump installation comprises a power drive 1, for example, a rocking machine (Fig. 1), a chain drive, a hydraulic drive or others (not shown in Fig.) With a traction body 2, for example, a rope, tape or other, reversible drive body 3, two balanced fluid lift lines 4 and 5, including respective suspensions 6 and 7, connected to the reverse drive body 3 by means of a flexible element 8, wellhead rods 9 and 10, rod columns 11 and 12 and pumps 13 and 14, placed in corresponding columns isolated from each other rub 15 and 16, lowered into the well 17. The power drive 1 is selected taking into account the weight of both lines of fluid rise 4 and 5.

Реверсивный приводной орган 3 может быть в виде блока, шкива, звездочки и другого тела вращения, передающего движение гибкому элементу 8, например, канату, ленте, цепи и т.п. Реверсивный приводной орган 3 (фиг. 2) соединен с силовым приводом 1 с возможностью вращения в опорах 18, например, подшипниках качения, или подшипниках скольжения, или т.п. (на фиг. 2 показаны условно), и возвратно-поступательного движения совместно с тяговым органом 2.The reversible drive element 3 may be in the form of a block, pulley, sprocket and other body of revolution, transmitting movement to the flexible element 8, for example, a rope, tape, chain, etc. The reversing drive element 3 (Fig. 2) is connected to the power drive 1 with the possibility of rotation in bearings 18, for example, rolling bearings, or sliding bearings, or the like. (Fig. 2 shown conditionally), and reciprocating motion together with the traction body 2.

Реверсивный приводной орган 3 оснащен барабаном 19 с гибкой тягой 20, выполненной с возможностью намотки на барабан 19 с последовательным увеличением или уменьшением диаметра намотки на барабан 19 при вращении реверсивного приводного органа 3, другой конец гибкой тяги 20 (фиг. 1) закреплен на различном уровне в пределах высоты силового привода 1 на механизме крепления 21, который выполнен с возможностью фиксации относительно устья скважины 17. В качестве гибкой тяги 20 могут быть использованы канат, проволока или т.п. Механизм крепления 21 может быть в виде неподвижной отдельно стоящей стойки, как на фиг. 1 и 2, с креплением гибкой тяги 20 на разной высоте или в виде зажима (на фиг. не показан) на устьевой арматуре 22 (фиг. 1), установленного на устье скважины 17, или на другом фиксированном относительно устья скважины 17 элементе наземного оборудования, например, на стойке балансира станка-качалки (силовой привод 1), или в виде другого механизма.The reversing drive element 3 is equipped with a drum 19 with a flexible rod 20, made with the possibility of winding onto the drum 19 with a successive increase or decrease in the diameter of the winding on the drum 19 during rotation of the reversing drive element 3, the other end of the flexible rod 20 (Fig. 1) is fixed at a different level within the height of the power drive 1 on the fastening mechanism 21, which is made with the possibility of fixing relative to the wellhead 17. As a flexible rod 20 can be used a rope, wire or the like The fastening mechanism 21 may be in the form of a stationary stand-alone rack, as in FIG. 1 and 2, with the flexible rod 20 mounted at different heights or in the form of a clamp (not shown in FIG.) On wellhead fittings 22 (FIG. 1) installed on the wellhead 17 or on another element of ground equipment fixed relative to the wellhead 17 , for example, on a rack of a balancer of a rocking machine (power drive 1), or in the form of another mechanism.

Механизм крепления 21 может быть расположен со стороны линии подъема 4, как на фиг. 1, при этом увеличивается длина хода насоса 14 линии подъема 5 и уменьшается длина хода насоса 13 линии подъема 4 на ΔS, или со стороны линии подъема 5 (на фиг. 1-9 не показано), при этом увеличивается длина хода насоса 13 линии подъема 4 и уменьшается длина хода насоса 14 линии подъема 5 на ΔS.The fastening mechanism 21 may be located on the side of the lift line 4, as in FIG. 1, the stroke length of the pump 14 of the lift line 5 increases and the stroke of the pump 13 of the lift line 4 decreases by ΔS, or from the side of the lift line 5 (not shown in Fig. 1-9), while the stroke of the pump 13 of the lift line increases 4 and the stroke length of the pump 14 of the lift line 5 is reduced by ΔS.

Барабан 19 (фиг. 2) выполнен с возможностью намотки гибкой тяги 20 с последовательным увеличением или уменьшением диаметра намотки. Диаметр барабана 19

определяется при его крайнем верхнем положении (фиг.6) по следующей формуле:The drum 19 (Fig. 2) is made with the possibility of winding a flexible rod 20 with a sequential increase or decrease in the diameter of the winding. Drum Diameter 19

determined at its highest position (Fig.6) according to the following formula:

,

где

- расстояние по вертикали от нижней точки головки балансира для станка-качалки, или барабана цепного привода, или другого наиболее близкого узла другого силового привода 1 до верхнего торца сальника устьевой арматуры 22 (фиг. 3);Where

- the vertical distance from the lower point of the head of the balancer for a rocking machine, or a drum of a chain drive, or another closest node of another power drive 1 to the upper end of the gland of the wellhead valve 22 (Fig. 3);

- минимальное безопасное расстояние для исключения соударения верхней балки 25 (фиг. 3) с головкой балансира станка-качалки или барабана цепного привода, или другого наиболее близкого узла другого силового привода 1 и ближайшей подвески 6 или 7 с барабаном 19;

- the minimum safe distance to prevent the collision of the upper beam 25 (Fig. 3) with the head of the balancer of the rocking machine or the drum of the chain drive, or other closest node of another power drive 1 and the

closest suspension

6 or 7 with the drum 19;

h - высота подвески с учетом длины муфты штока;h - suspension height taking into account the length of the stem coupling;

- длина хода силового привода;

- stroke length of the power drive;

- необходимый (расчетный) дополнительный ход линий подъема жидкости 4 и 5;

- the necessary (calculated) additional stroke of the

liquid lifting lines

4 and 5;

- минимальное расстояние от подвески 6 или 7 до верхнего торца сальника устьевой арматуры 22; по требованиям безопасности

200 мм.

- the minimum distance from the

suspension

6 or 7 to the upper end of the gland of the wellhead valves 22; according to safety requirements

200 mm.

Например, для смонтированного на скважине силового привода 1 - станка-качалки СК8-3,5-5600 при

3780 мм,

=100 мм, h=350 мм;

=2500 мм и

=410 мм получаем

220 мм.For example, for a power drive 1 mounted on a well - a rocking machine SK8-3.5-5600 with

3780 mm

= 100 mm, h = 350 mm;

= 2500 mm and

= 410 mm we get

220 mm.

Минимальный диаметр барабана 19

определяется согласно действующим «Правилам устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов» по минимальному диаметру гибкой тяги 20.Drum minimum diameter 19

determined in accordance with the current “Rules for the Construction and Safe Operation of Hoisting Cranes” according to the minimum diameter of flexible rod 20.

Конец гибкой тяги 20 может быть закреплен на механизме крепления 21 выше крайнего верхнего положения приводного органа 3, как на фиг. 1 и 2, или ниже крайнего нижнего положения приводного органа 3. Длина гибкой тяги 20 (фиг. 2) рассчитывается с учетом всего диапазона изменения диаметров намотки на барабан 19.The end of the flexible rod 20 can be fixed to the fastening mechanism 21 above the extreme upper position of the drive member 3, as in FIG. 1 and 2, or lower than the extreme lower position of the drive body 3. The length of the flexible rod 20 (Fig. 2) is calculated taking into account the entire range of changes in the diameter of the winding on the drum 19.

Реверсивный приводной орган 3 оснащен как минимум одним дополнительным барабаном 23, с дополнительной гибкой тягой 24, выполненной с возможностью намотки с последовательным уменьшением или увеличением диаметра намотки на дополнительный барабан 23 при вращении реверсивного приводного органа 3 при соответственном увеличении и уменьшении диаметра намотки гибкой тяги 20 на барабан 19, для этого направление намотки гибкой тяги 24 на дополнительный барабан 23 должно быть в противоположном направлении намотки гибкой тяги 20 на барабан 19. Для достижения поставленной задачи достаточно одного дополнительного барабана 23 с дополнительной гибкой тягой 24, при этом основной барабан 19 и дополнительный барабан 23 должны быть расположены симметрично относительно центра тяжести реверсивного приводного органа 3 для минимизации вредного момента, образованного силами натяжения гибких тяг 20 и 24. На фиг. 2 изображены два дополнительных барабана 23 с дополнительными гибкими тягами 24, расположенные по обе стороны от основного барабана 19 с гибкой тягой 20 (предпочтительный вариант). При таком расположении исключается образование вредного момента, образованного силами натяжения гибких тяг 20 и 24. Количество дополнительных барабанов зависит от прочности гибких тяг 24, и исходя из практики не превышает четырех, что является достаточным для обеспечения поставленной технической задачи. На фиг. 1-9 направление намотки гибкой тяги 20 на барабан 19 показано по часовой стрелке, а направление намотки гибких тяг 24 на барабаны 23 - против часовой стрелки, но возможно и обратное показанному направление намотки гибких тяг 20 и 24. Диаметры намотки гибких тяг 24 на барабаны 23 в середине хода силового привода 1 вверх или вниз должны быть равны диаметру намотки гибкой тяги 20 на барабан 19 для обеспечения неизменной скорости откачки линий подъема жидкости 4 и 5 (фиг. 1) при переходах, когда более тяжелая линия подъема жидкости, например 5, во время работы установки становится более легкой и наоборот. Дополнительные барабаны 23 (фиг. 2) жестко соединены или выполнены заодно с барабаном 19.The reversible drive element 3 is equipped with at least one additional drum 23, with an additional flexible rod 24, made with the possibility of winding with a sequential reduction or increase in the diameter of the winding on the additional drum 23 while rotating the reversing drive element 3 with a corresponding increase and decrease in the diameter of the winding of the flexible rod 20 by drum 19, for this, the direction of winding the flexible rod 24 on the additional drum 23 should be in the opposite direction of winding the flexible rod 20 on the drum 19. To achieve To achieve this goal, one additional drum 23 with an additional flexible rod 24 is sufficient, while the main drum 19 and the additional drum 23 should be located symmetrically with respect to the center of gravity of the reversing drive element 3 to minimize the harmful moment created by the tension forces of the flexible rods 20 and 24. FIG. . 2 shows two additional drums 23 with additional flexible rods 24 located on both sides of the main drum 19 with flexible rods 20 (preferred embodiment). With this arrangement, the formation of a harmful moment formed by the tension forces of the flexible rods 20 and 24. is excluded. The number of additional drums depends on the strength of the flexible rods 24, and based on practice does not exceed four, which is sufficient to ensure the technical task. In FIG. 1-9, the direction of winding the flexible rods 20 onto the drum 19 is shown clockwise, and the direction of winding the flexible rods 24 onto the drums 23 is counterclockwise, but the direction of winding the flexible rods 20 and 24 is also opposite to that shown. The diameters of winding the flexible rods 24 onto the drums 23 in the middle of the stroke of the power drive 1 up or down should be equal to the diameter of the winding of the flexible rod 20 on the drum 19 to ensure a constant pumping speed of the liquid lift lines 4 and 5 (Fig. 1) during transitions when a heavier liquid lift line, for example 5, while working tanovki becomes easier and vice versa. Additional drums 23 (Fig. 2) are rigidly connected or made integral with the drum 19.

Свободные концы дополнительных гибких тяг 24 аналогично гибкой тяге 20 могут быть закреплены на механизме крепления 21 как выше крайнего верхнего положения приводного органа 3, так и ниже крайнего нижнего положения приводного органа 3, как на фиг. 1 и 2, но на противоположных концах механизма крепления 21 (фиг. 2). Длина гибких тяг 24 одинаковая и рассчитывается с учетом всего диапазона изменения диаметров намотки на дополнительные барабаны 23.The free ends of the additional flexible rods 24, similarly to the flexible rod 20, can be secured to the fastening mechanism 21 both above the extreme upper position of the drive member 3 and below the extreme lower position of the drive member 3, as in FIG. 1 and 2, but at opposite ends of the fastening mechanism 21 (FIG. 2). The length of the flexible rods 24 is the same and is calculated taking into account the entire range of changes in the diameter of the winding on the additional drums 23.

Реверсивный приводной орган 3 также оснащен верхней 25 и нижней 26 балками, соединенными между собой с возможностью поворота в горизонтальной и вертикальной плоскостях в диапазонах, достаточных для компенсации смещений и перекосов, возникших при монтаже с соблюдением требований инструкций по монтажу, а также достаточных для компенсации смещений и перекосов во время эксплуатации, например, через самоустанавливающийся упорный подшипник или самоустанавливающиеся кольца (на фиг. 1-9 не показаны) или т.п. Нижняя балка 26 связана с тяговым органом 2, например, через коуш с зажимами или клиновой зажим (на фиг. 1-9 не показаны) или т.п., а верхняя 25 - с реверсивным приводным органом 3, например, с помощью тяг 27 с опорами 18.Reversible drive unit 3 is also equipped with upper 25 and lower 26 beams, interconnected to rotate in horizontal and vertical planes in the ranges sufficient to compensate for displacements and distortions that occurred during installation in compliance with the requirements of the installation instructions, and also sufficient to compensate for displacements and distortions during operation, for example, through a self-aligning thrust bearing or self-aligning rings (not shown in FIGS. 1-9) or the like. The lower beam 26 is connected with the traction body 2, for example, through a thimble with clamps or a wedge clamp (not shown in Fig. 1-9) or the like, and the upper 25 with a reversing drive element 3, for example, using rods 27 with supports 18.

Работа устройства осуществляется следующим образом.The operation of the device is as follows.

В скважину 17 (фиг. 1) спускают скважинное оборудование. Сначала спускают и подвешивают на устьевой арматуре 22 колонну труб 16 с пакером 28 для разобщения объектов эксплуатации (пластов) и оборудование линии подъема жидкости 5: штанговый насос 14, например, вставной, колонну штанг 12 с устьевым штоком 10. Потом аналогично спускают колонну труб 15 и оборудование линии подъема жидкости 4, включающее насос 13, например, вставной, колонну штанг 11 с устьевым штоком 9. Устьевые штоки 9 и 10 уплотняются в устьевых сальниках устьевой арматуры 22.Downhole equipment 17 is lowered into the well 17 (FIG. 1). First, the pipe string 16 with packer 28 is lowered and suspended on the wellhead reinforcement 22 to separate the objects of exploitation (formations) and the equipment of the liquid lifting line 5: a sucker rod pump 14, for example, a rod pump, a string of rods 12 with a wellhead 10. Then, the pipe string 15 is similarly lowered and equipment of a liquid lifting line 4, including a pump 13, for example, a plug-in pump, a rod string 11 with a wellhead 9. The well stocks 9 and 10 are sealed in the wellhead glands of the wellhead 22.

Возле устья скважины монтируется силовой привод 1, например, как на фиг. 1 станок-качалка, с подвешенным на тяговом органе 2 через соединенные между собой верхнюю 25 (фиг. 2) и нижнюю 26 балки и тяги 27 с опорами 18 реверсивным приводным органом 3, гибким элементом 8 и подвесками 6 и 7. Колонны штанг 11 (фиг. 1) и 12 после подгонки подвешиваются за устьевые штоки 9 и 10 на подвесках 6 и 7 соответственно. На фиг. 1 плунжеры насосов 13 и 14, соответственно подвески 6 и 7, а также реверсивный приводной орган 3 находятся в крайних нижних положениях. Возможны и другие варианты подгонки колонн штанг, например, плунжер насоса 13 располагают в верхней части цилиндра насоса 13, а плунжер насоса 14 - в нижней части цилиндра насоса 14 для работы в разных циклах работы линий подъема (всасывание или нагнетание), или другие варианты расположения для решения других технологических задач. Расположив реверсивный приводной орган 3 в середине его хода, наматывают на барабаны 19 и 23 гибкие тяги 20 и 24 соответственно, причем гибкие тяги 24 наматывают в сторону, обратную намотке гибкой тяги 20. Свободные концы намотанных на барабан 19 (фиг. 2) гибкой тяги 20 и на дополнительные барабаны 23 гибких тяг 24 с одинаковыми усилиями натяжения прикрепляют к механизму крепления 21, например, к неподвижной отдельно стоящей стойке 21 (см. фиг. 1 и 2) или к стойке балансира силового привода 1, или к другому механизму крепления (на фигурах не показаны). В результате за счет возможности поворота балок 25 и 26 в горизонтальной и вертикальной плоскостях под действием веса лифтов 4 и 5 собранное устройство самоустанавливается относительно положения штоков 9 и 10 и силового привода 1, минимизируя влияние сил, возникающих от смещения и перекосов, на узлы установки.A power drive 1 is mounted near the wellhead, for example, as in FIG. 1 rocking machine, suspended on a traction body 2 through interconnected upper 25 (Fig. 2) and lower 26 beams and rods 27 with supports 18 with a reversing drive body 3, a flexible element 8 and suspensions 6 and 7. Column rods 11 ( Fig. 1) and 12 after fitting are suspended by the wellhead rods 9 and 10 on the suspensions 6 and 7, respectively. In FIG. 1, the plungers of the pumps 13 and 14, respectively, the suspension 6 and 7, as well as the reversing drive element 3 are in the extreme lower positions. There are other options for fitting the rod columns, for example, the plunger of the pump 13 is located in the upper part of the cylinder of the pump 13, and the plunger of the pump 14 is located in the lower part of the cylinder of the pump 14 for operation in different cycles of the lift lines (suction or discharge), or other arrangement options to solve other technological problems. Having located the reversing drive element 3 in the middle of its stroke, flexible rods 20 and 24 are wound onto the drums 19 and 23, respectively, and the flexible rods 24 are wound in the direction opposite to the winding of the flexible rod 20. The free ends of the flexible rod wound on the drum 19 (Fig. 2) 20 and on additional drums 23 of flexible rods 24 with the same tension forces are attached to the fastening mechanism 21, for example, to a stationary freestanding rack 21 (see Figs. 1 and 2) or to the balancer rack of the power drive 1, or to another fastening mechanism ( not shown in the figures). As a result, due to the possibility of rotation of the beams 25 and 26 in the horizontal and vertical planes under the action of the weight of the elevators 4 and 5, the assembled device is self-installing relative to the position of the rods 9 and 10 and the power drive 1, minimizing the effect of forces arising from displacement and distortions on the installation units.

При работе силового привода 1 тяговый орган 2 совершает возвратно-поступательное движение, приводя в возвратно-поступательное движение реверсивный приводной орган 3 и подвешенные на нем линии подъема жидкостей 4 и 5. При этом более тяжелая линия подъема жидкости, допустим 5, постоянно тянет через гибкий элемент 8 и вращающийся на опорах 18 (фиг. 2) приводной орган 3 более легкую линию соответственно 4 (фиг. 1). С целью контроля скорости движения линий подъема жидкостей 4 и 5 свободные концы гибких тяг 20 и 24 фиксируются.When the power drive 1 is operating, the traction member 2 makes a reciprocating motion, causing the reversible driving member 3 and the fluid lifting lines 4 and 5 suspended thereon. Moreover, the heavier fluid lifting line, say 5, constantly pulls through a flexible an element 8 and a drive member 3 rotating on supports 18 (Fig. 2), a lighter line, respectively 4 (Fig. 1). In order to control the speed of the fluid lifting lines 4 and 5, the free ends of the flexible rods 20 and 24 are fixed.

Предполагается применение трех основных вариантов эксплуатации установки, которые можно реализовать, меняя точки крепления свободных концов гибких тяг 20 и 24. Для упрощения описания рассматривается только наземная часть (фиг. 4, 5 и 6) установки (фиг. 1), так как плунжеры насосов 13 и 14 будут двигаться примерно так же, как и подвески 6 и 7.It is supposed to use three main operating options of the installation, which can be implemented by changing the attachment points of the free ends of the flexible rods 20 and 24. To simplify the description, only the ground part (Fig. 4, 5 and 6) of the installation (Fig. 1) is considered, since the plungers of the pumps 13 and 14 will move in much the same way as suspensions 6 and 7.

1. Эксплуатация установки с одинаковой длиной хода и частотой качаний линий подъема жидкости 4 и 5, равной длине хода и частоте качаний силового привода 1. Для этого вращение реверсивного приводного органа 3 блокируется, например, стопором или соединением подвесок 6 и 7 друг с другом, или др., а свободные концы гибких тяг 20 и 24 закреплены на своих барабанах 19 и 23 соответственно. Установка работает аналогично установке с одной линией подъема жидкости.1. Operation of the installation with the same stroke length and frequency of swings of the liquid lift lines 4 and 5, equal to the stroke length and sweep frequency of the power drive 1. To do this, the rotation of the reversing drive body 3 is blocked, for example, by a stopper or by connecting the suspensions 6 and 7 to each other, or others, and the free ends of the flexible rods 20 and 24 are fixed on their drums 19 and 23, respectively. Installation works similarly to installation with one line of rise of liquid.

2. Эксплуатация установки с большей, чем у силового привода 1 (фиг. 4-6) длиной хода более тяжелой (более производительной) линии подъема жидкости, например, 5 (фиг. 1) при пропорциональном уменьшении длины хода более легкой линии подъема жидкости, соответственно 4. Это достигается расположением механизма крепления 21 со стороны линии подъема жидкости 4 и фиксацией свободных концов гибкой тяги 20 на механизме крепления 21 ниже или на уровне крайнего нижнего положения приводного органа 3 и гибких тяг 24 на механизме крепления 21 выше или на уровне крайнего верхнего положения приводного органа 3. В крайнем нижнем положении силового привода 1 (фиг. 4), как было указано выше, принято, что плунжеры насосов 13 и 14 (фиг. 1), соответственно подвески 6 и 7 (фиг. 1, 4), а также реверсивный приводной орган 3 находятся в крайних нижних положениях. После включения силового привода 1 (фиг. 5) тяговый орган 2 начинает двигаться вверх, увлекая за собой реверсивный приводной орган 3, при этом более тяжелая (на фиг. 4-6 обозначено как б.т.) подвеска 7 тянет через гибкий элемент 8 и вращающийся на опорах 18 (фиг. 2) приводной орган 3 более легкую подвеску 6 (фиг. 5), но из-за фиксации свободного конца гибкой тяги 20 на механизме крепления (неподвижной стойке) 21 приводной орган 3 начинает вращаться против часовой стрелки: поднимается более тяжелая подвеска 7 и спускается более легкая 6.2. Operation of the installation with a longer stroke than a power drive 1 (Fig. 4-6) of a heavier (more productive) liquid lift line, for example, 5 (Fig. 1) with a proportional decrease in the stroke length of a lighter liquid lift line, respectively 4. This is achieved by arranging the fastening mechanism 21 from the side of the liquid lift line 4 and fixing the free ends of the flexible rod 20 on the fastening mechanism 21 below or at the lowermost position of the drive member 3 and the flexible rods 24 on the fastening mechanism 21 above or at the extreme its upper position of the drive body 3. In the lowermost position of the power drive 1 (Fig. 4), as mentioned above, it is assumed that the plungers of the pumps 13 and 14 (Fig. 1), respectively, of the suspension 6 and 7 (Fig. 1, 4 ), as well as the reversing drive element 3 are in the extreme lower positions. After turning on the power drive 1 (Fig. 5), the traction body 2 begins to move upward, dragging the reversing drive body 3 along with it, while the heavier (in Fig. 4-6 is designated as b.t.) suspension 7 pulls through the flexible element 8 and the drive body 3 rotating on the supports 18 (Fig. 2), the lighter suspension 6 (Fig. 5), but due to the fixation of the free end of the flexible rod 20 on the fastening mechanism (fixed stand) 21, the drive body 3 starts to rotate counterclockwise: the heavier suspension 7 rises and the lighter 6 comes down.

Для сравнения на фиг. 5-6 прочерчена линия 26, показывающая одинаковый ход S подвесок 6, 7 и силового привода 1 при заблокированном приводном органе 3. За время прохождения хода S за счет вращения приводного органа 3 подвеска 7 дополнительно проходит расстояние ΔS. В результате за время хода S силового привода 1 подвеска 7 пройдет расстояние S+ΔS, а подвеска 6 - расстояние S - ΔS.For comparison, in FIG. 5-6, line 26 is drawn, showing the same stroke S of the suspensions 6, 7 and the power drive 1 with the drive body 3 locked. During the passage of the stroke S due to the rotation of the drive body 3, the suspension 7 additionally passes the distance ΔS. As a result, during the stroke S of the power drive 1, the suspension 7 will pass the distance S + ΔS, and the suspension 6 will travel the distance S - ΔS.

Дальнейший ход вверх силового привода 1 (фиг. 6) приводит к пропорциональному увеличению длины хода более тяжелой линии подъема 5 до момента достижения крайнего верхнего положения (максимальное увеличение).Further upward travel of the power drive 1 (Fig. 6) leads to a proportional increase in the stroke length of the heavier lift line 5 until it reaches its highest position (maximum increase).

При ходе вниз происходит работа в обратной последовательности (фиг. 6-4).When moving down, work is performed in the reverse order (Fig. 6-4).

3. Эксплуатация установки с большей, чем у силового привода 1 (фиг.1) длиной хода более легкой (более производительной) линии подъема жидкости, например, 4, при пропорциональном уменьшении длины хода более тяжелой линии подъема жидкости, соответственно 5. Это достигается расположением механизма крепления 21 со стороны линии подъема жидкости 5 и фиксацией свободных концов гибкой тяги 20 (фиг. 7-9) на механизме крепления 21 выше или на уровне крайнего верхнего положения приводного органа 3 и гибких тяг 24 на механизме крепления 21 ниже или на уровне крайнего нижнего положения приводного органа 3. После включения силового привода 1 (фиг. 8) тяговый орган 2 начинает двигаться вверх, увлекая за собой реверсивный приводной орган 3, при этом подвеска 7 более тяжелой линии подъема жидкости 5 (фиг. 1), тянет через гибкий элемент 8 и вращающийся на опорах 18 (фиг. 2) приводной орган 3 (фиг. 8) подвеску 6 более легкой линии 4 (фиг. 1), поэтому приводной орган 3 (фиг. 8) начинает вращаться по часовой стрелке: поднимается более легкая подвеска 6 и спускается более тяжелая 7.3. Operation of the installation with a longer than the power drive 1 (Fig. 1) stroke length of a lighter (more productive) liquid lift line, for example 4, with a proportional decrease in the stroke length of a heavier liquid lift line, respectively 5. This is achieved by location the fastening mechanism 21 from the side of the liquid lift line 5 and fixing the free ends of the flexible rod 20 (Fig. 7-9) on the fastening mechanism 21 above or at the level of the extreme upper position of the drive body 3 and flexible rods 24 on the fastening mechanism 21 below or at the edge of the lower position of the drive body 3. After turning on the power drive 1 (Fig. 8), the traction body 2 begins to move upward, dragging the reversing drive body 3, while the suspension 7 of the heavier fluid lift line 5 (Fig. 1) pulls through a flexible element 8 and a drive member 3 (FIG. 8) rotating on the supports 18 (FIG. 2), the suspension 6 of the lighter line 4 (FIG. 1), therefore, the drive member 3 (FIG. 8) starts to rotate clockwise: it rises more lightweight suspension 6 and heavier down 7.

Для сравнения на фиг. 8-9 прочерчена линия 26, показывающая одинаковый ход S подвесок 6, 7 и силового привода 1 при заблокированном приводном органе 3. За время прохождения хода S за счет вращения приводного органа 3 подвеска 6 дополнительно проходит расстояние ΔS. В результате за время хода S силового привода 1 подвеска 6 пройдет расстояние S+ΔS, а подвеска 7 - расстояние S - ΔS.For comparison, in FIG. 8-9, a line 26 is drawn, showing the same stroke S of the suspensions 6, 7 and the power drive 1 with the drive body 3 locked. During the passage of the stroke S due to the rotation of the drive body 3, the suspension 6 additionally passes the distance ΔS. As a result, during the stroke S of the power drive 1, the suspension 6 will pass the distance S + ΔS, and the suspension 7 will travel the distance S - ΔS.

Дальнейший ход вверх головки балансира станка-качалки 1 (фиг. 9) приводит к пропорциональному увеличению длины хода подвески 6 более легкой линии подъема 4 (фиг. 1) до момента достижения крайнего верхнего положения (максимальное увеличение).Further upward travel of the head of the balancer of the rocking machine 1 (Fig. 9) leads to a proportional increase in the stroke length of the suspension 6 of the lighter lift line 4 (Fig. 1) until it reaches its highest position (maximum increase).

При ходе вниз происходит работа в обратной последовательности (фиг. 9-7).When moving down, work is performed in the reverse order (Fig. 9-7).

На скважинах по вариантам эксплуатации 2 и 3, где выполняется требование, что одна из линий подъема жидкости, допустим как показано на фиг. 1, 4-9 линия 5, более тяжелая чем другая, линия подъема 4, в любой момент времени как при ходе вверх, так и при ходе вниз силового привода, предлагаемое устройство работает также как наиболее близкий аналог и наличие дополнительных барабанов 23 с гибкими тягами 24 не влияет на работу установки, т.к. сила натяжения, зависящая от разницы нагрузок в точках подвеса линии подъема жидкости 5 -

и линии 4 -

или

, действует на гибкую тягу 20 (

), она получается более натянутой, чем гибкие тяги 24, и если гибкая тяга 20 наматывается на барабан 19, гибкие тяги 24 отматываются с барабанов 23 при ходе вверх силового привода 1 и наоборот при ходе его вниз. Но при нарушении требования, например, при ходе вверх более тяжелая линия подъема 5 на каком-то участке хода становится более легкой

, подключаются в работу дополнительные барабаны 23 с гибкими тягами 24. Происходит следующее. В момент нарушения сила натяжения, на гибкой тяге 20, намотанной на барабан 19, стремится к нулю

, при этом происходит увеличение натяжения гибких тяг 24

от нуля до новой величины разницы нагрузок в точках подвеска линий подъема жидкости 4 и 5, по другому

, потому, что гибкие тяги 24 намотаны на барабаны 23, которые жестко связаны или выполнены заодно с барабаном 19 и реверсивным приводным органом 3. При этом реверсивный приводной орган 3 продолжает двигаться вслед за тяговым органом 2 и вращаться в том же направлении, как и вращался до момента нарушения требования работоспособности для наиболее близкого аналога. Таких нарушений во время работы установки на скважине может быть множество. Даже если на какой-либо скважине при работе предлагаемой установки все время

, т.е. обе линии подъема жидкости 4 и 5 одинакового веса, то предлагаемое устройство будет работать также как описано выше, следовательно работоспособно.In wells according to

operating options

2 and 3, where the requirement is fulfilled that one of the fluid lifting lines is permissible, as shown in FIG. 1, 4-9 line 5, heavier than the other, the lift line 4, at any time both during the up and down stroke of the power drive, the proposed device also works as the closest analogue and the presence of additional drums 23 with flexible rods 24 does not affect the operation of the installation, as tension force, depending on the difference in loads at the suspension points of the liquid lifting line 5 -

and lines 4 -

or

acts on flexible traction 20 (

), it turns out to be more stretched than the flexible rods 24, and if the flexible rods 20 are wound on the drum 19, the flexible rods 24 are unwound from the drums 23 during the upward movement of the power drive 1 and vice versa when it moves downward. But in case of violation of the requirement, for example, when moving up, the heavier lifting line 5 in some section of the course becomes easier

, additional drums 23 with flexible rods 24 are connected to work. The following happens. At the time of violation, the tension force, on a flexible rod 20 wound on the drum 19, tends to zero

while there is an increase in the tension of the flexible rods 24

from zero to a new value of the difference in loads at the points of suspension of the

liquid lifting lines

4 and 5, otherwise

, because the flexible rods 24 are wound on drums 23, which are rigidly connected or made integral with the drum 19 and the reversing drive element 3. In this case, the reversing drive element 3 continues to move after the pulling element 2 and rotate in the same direction as it rotated until the violation of the performance requirements for the closest analogue. There may be many such violations during the operation of the installation in the well. Even if at any well during operation of the proposed installation all the time

, i.e. since the

liquid lifting lines

4 and 5 are of the same weight, the proposed device will also work as described above, therefore it is efficient.

Согласование дебитов пластов, в частности скоростей притока пластовой жидкости, с производительностями, в частности скоростями откачки (произведений длины хода на частоту качаний плунжеров насосов) линий подъема жидкости 4 (фиг. 1) и 5, производится следующим образом: по известным дебитам пластов компонуется скважинное оборудование: подбираются насосы 13 и 14, колонны штанг 9 и 10 и колонны труб 15 и 16 соответственно; рассчитываются нагрузки в точках подвеса штанг (на подвесках 6 и 7) и скорости откачки каждой линии подъема жидкости 4 - n₁ S₁ и 5 - n₂ S₂; определяется средняя скорость откачки nS; по полученным расчетным суммарным нагрузкам подбирается силовой привод 1; по подобранному силовому приводу 1 определяется длина хода S привода 1 (желательно выбрать максимально возможную длину хода) и рассчитывается частота качаний n привода 1 - с этой частотой качаний будет работать установка; подбирается электродвигатель и шкивы ременной передачи силового привода 1; рассчитывается необходимый дополнительный ход ΔS как разность между определенными выше скоростями откачки одной из линии подъема жидкости 4 или 5 и средней скоростью откачки, разделенная на полученную частоту качаний установки:

или

; производится проверка возможности получения необходимого дополнительного хода ΔS, определив расчетный диаметр намотки барабанов 19 и 23 (фиг. 2) в середине хода силового привода 1 как произведение диаметра реверсивного приводного органа 3 на передаточное отношение реверсивного приводного органа 3:

, где i=

и сравнив с

по формуле, представленной выше. Если

, то установка позволяет эксплуатировать пласты скважины с требуемыми дебитами.Coordination of production rates, in particular the rates of formation fluid inflow, with production rates, in particular pumping rates (products of the stroke length with the frequency of pump plungers swaying) of the fluid lifting lines 4 (Fig. 1) and 5, is carried out as follows: equipment: pumps 13 and 14, rod columns 9 and 10 and pipe columns 15 and 16, respectively, are selected; the loads are calculated at the points of suspension of the rods (on suspensions 6 and 7) and the pumping speed of each liquid lifting line 4 - n ₁ S ₁ and 5 - n ₂ S ₂ ; the average pumping speed nS is determined; based on the calculated total loads, the drive 1 is selected; using the selected power drive 1, the stroke length S of the drive 1 is determined (it is desirable to choose the maximum possible stroke length) and the swing frequency n of the drive 1 is calculated - the installation will work with this swing frequency; the electric motor and belt pulleys of the power drive 1 are selected; the required additional stroke ΔS is calculated as the difference between the pumping speeds of one of the liquid lifting lines 4 or 5 defined above and the average pumping speed, divided by the obtained swing frequency of the installation:

or

; the possibility of obtaining the necessary additional stroke ΔS is checked by determining the calculated diameter of the winding of the drums 19 and 23 (Fig. 2) in the middle of the stroke of the power drive 1 as the product of the diameter of the reversing drive member 3 by the gear ratio of the reversing driving member 3:

where i =

and comparing with

according to the formula presented above. If

, then the installation allows you to operate well strata with the required flow rates.

Например, на конкретной скважине объект 1 эксплуатируется с длиной хода 3,5 м и частотой качаний 2,2 мин^-1 приводом СК8-3,5-4000 (более тяжелая линия подъема жидкости), т.е. скорость откачки составляет

7,7 объект 2 с длиной хода 2,1 м и частотой качаний 2,6 мин^-1 приводом СК6-2,1-2500 (более легкая линия) -

5,46. Следовательно, учитывая нагрузки в точках подвеса штанг обеих линий, теоретически можно заменить одним приводом со скоростью откачки

=6,58, например, СК8-3,5-4000, с длиной хода 2 м и частотой качаний n=3,29 мин^-1. С целью сохранения скоростей откачки для каждого объекта предлагаемое устройство должно дополнительно изменять длину хода линий на ΔS=0,34 м. Для этого необходимо выставить передаточное отношение реверсивного приводного органа 3 равным i=5,88, при диаметре

реверсивного приводного органа 3, например, звездочки, равном 91 мм, диаметр намотки барабанов 19 и 23 будет равен

535,1 мм. Установка будет работать с необходимыми параметрами при

3475 мм.For example, on a particular well, object 1 is operated with a stroke length of 3.5 m and a swing frequency of 2.2 min ^{-1 with} a SK8-3.5-4000 drive (a heavier liquid lifting line), i.e. pumping speed is

7.7 object 2 with a stroke length of 2.1 m and a swing frequency of 2.6 min ^{-1 with} a SK6-2.1-2500 drive (lighter line) -

5.46. Therefore, taking into account the loads at the suspension points of the rods of both lines, it is theoretically possible to replace one drive with a pumping speed

= 6.58, for example, SK8-3.5-4000, with a stroke length of 2 m and a swing frequency of n = 3.29 min ^-1 . In order to maintain the pumping speeds for each object, the proposed device must additionally change the stroke length of the lines by ΔS = 0.34 m. For this, it is necessary to set the gear ratio of the reverse drive body 3 to i = 5.88, with a diameter

reverse drive body 3, for example, an asterisk equal to 91 mm, the diameter of the winding of the

drums

19 and 23 will be equal

535.1 mm. The installation will work with the necessary parameters when

3475 mm.

При необходимости изменения скорости откачки одной из линий подъема жидкости 4 или 5, например, при изменении дебита одного из объектов (пластов), необходимо заново пересчитать по предложенному алгоритму новый диаметр намотки на барабанах 19 и 23. Для перехода на новый режим работы необходимо остановить установку и намотать или размотать на барабаны 19 и 23 гибкие тяги 20 и 24 соответственно согласно расчету.If it is necessary to change the pumping speed of one of the liquid lifting lines 4 or 5, for example, when changing the flow rate of one of the objects (layers), it is necessary to recalculate according to the proposed algorithm the new winding diameter on the reels 19 and 23. To switch to a new operating mode, it is necessary to stop the installation and reel or unwind the flexible rods 20 and 24 on the drums 19 and 23, respectively, according to the calculation.

Аналогично настраивается режим работы установки при перемонтаже на других скважинах, при этом нет необходимости изготовления новых барабанов 19 и 23 под новые параметры скважин, достаточно изменить диаметр намотки барабанов 19 и 23, что позволяет, при необходимости, одним устройством эксплуатировать скважины с различными параметрами при соблюдении описанных выше условий.The setup mode of the installation is similarly adjusted during re-installation at other wells, while there is no need to manufacture new drums 19 and 23 for new well parameters, it is enough to change the winding diameter of drums 19 and 23, which allows, if necessary, to operate wells with different parameters with one device, subject to the conditions described above.

Использование только одного силового привода позволит исключить необходимость закупки второго привода, строительно-монтажные работы (СМР) по его монтажу (отсыпка, фундаментная плита и др.), снижаются энергозатраты и работы по обслуживанию и ремонту при его эксплуатации, к тому же облегчается монтаж агрегата и мостков при подземном ремонте скважин.The use of only one power drive will eliminate the need to purchase a second drive, construction and installation works (SMR) for its installation (dumping, foundation slab, etc.), energy costs and maintenance and repair work during its operation are reduced, and installation of the unit is also facilitated and bridges for underground well repairs.

За счет возможности относительного поворота балок 25 и 26 в горизонтальной и вертикальной плоскостях под действием веса лифтов 4 и 5 предлагаемое устройство самоустанавливается относительно положения штоков 9 и 10 и силового привода 1, минимизируя влияние сил, возникающих от смещения и перекосов, на узлы установки.Due to the possibility of relative rotation of the beams 25 and 26 in the horizontal and vertical planes under the influence of the weight of the elevators 4 and 5, the proposed device is self-installing relative to the position of the rods 9 and 10 and the power drive 1, minimizing the effect of forces arising from displacement and distortions on the installation units.

Обычно под одновременно-раздельную эксплуатацию переводят скважины, ранее эксплуатировавшиеся установкой скважинного штангового насоса с одной линией (лифтом) для добычи из одного, более продуктивного пласта, поэтому при переводе на одновременно-раздельную добычу с двумя линиями (лифтами) вообще исключаются работы по монтажу привода, так как возможно использование установленного при эксплуатации предыдущим способом привода и точка подвеса штанг привода совпадает с осью скважины.Typically, wells that were previously operated by installing a borehole sucker rod pump with one line (elevator) for production from one, more productive formation are usually transferred for simultaneous-separate operation, therefore, when transferring to simultaneous-separate production with two lines (elevators), installation of the drive is generally excluded , since it is possible to use the drive installed during the previous operation and the point of suspension of the drive rods coincides with the axis of the well.

Меняя расположение механизма крепления 21 и используя барабаны 19 и 23 с возможностью намотки соответствующих гибких тяг 20 и 24 с последовательным увеличением или уменьшением диаметра намотки, можно добиться бесступенчатого регулирования скорости откачки (длины ходов насосов 13 и 14) установки в широком диапазоне дополнительно к регулированию параметров силового привода 1 и к возможности смены диаметра насосов 13 и 14, что позволит максимально точно согласовать скорости откачки отдельно каждой линии подъема со скоростью притока пласта. В результате установка будет работать в близком к оптимальному режиму работы (с постоянным динамическим уровнем), что приведет к повышению коэффициента полезного действия установки и снижению потребляемой электроэнергии, что, в свою очередь, позволит снизить себестоимость добычи нефти.By changing the location of the mounting mechanism 21 and using the drums 19 and 23 with the possibility of winding the corresponding flexible rods 20 and 24 with a successive increase or decrease in the diameter of the winding, it is possible to achieve stepless control of the pumping speed (stroke lengths of pumps 13 and 14) of the installation in a wide range in addition to adjusting the parameters power drive 1 and the possibility of changing the diameter of the pumps 13 and 14, which will most accurately match the pumping speed of each individual lift line separately with the flow rate of the formation. As a result, the installation will operate in close proximity to the optimal operating mode (with a constant dynamic level), which will lead to an increase in the efficiency of the installation and a reduction in energy consumption, which, in turn, will reduce the cost of oil production.

Установка скомпонована из широко применяемых и отработанных узлов, без изменения конструкции покупных изделий, проста в изготовлении, поэтому ресурс установки предполагается не ниже, чем у обычной установки скважинного штангового насоса с одной линией подъема.The installation is composed of widely used and used units, without changing the design of purchased products, it is easy to manufacture, therefore, the installation life is assumed to be no lower than that of a conventional installation of a well pump with a single lift line.

Возможна работа одной линии подъема жидкости при отказе другой во время ожидания приезда бригады подземного ремонта скважин, что исключает простои исправного насоса при отказе одного из насосов. Для этого на устье скважины фиксируется отказавшая линия подъема жидкости. В результате исправная линия подъема будет работать с общей длиной хода, равной 2S. Кроме того, это качество предлагаемого устройства позволяет его применять для увеличения длины хода на обычных скважинах, оборудованных скважинными штанговыми насосными установками, с одной линией подъема жидкости, с соответствующим уменьшением частоты качаний, что позволит снизить количество отказов колонны штанг, повысить коэффициент наполнения насоса и др.It is possible to operate one fluid lifting line when another fails, while waiting for the arrival of the underground well repair team, which eliminates the downtime of a serviceable pump in the event of failure of one of the pumps. For this purpose, a failed fluid lift line is fixed at the wellhead. As a result, a working lift line will work with a total stroke length of 2S. In addition, this quality of the proposed device allows it to be used to increase the stroke length in conventional wells equipped with borehole sucker rod pumping units, with one liquid lifting line, with a corresponding decrease in the swing frequency, which will reduce the number of rod string failures, increase the pump fill factor, etc. .

Если реверсивный приводной орган 3 выполнен в виде звездочки, передающей вращение гибкому элементу 8 - цепи, на колонны штанг 11 и 12 передаются микроудары, возникающие при заходе звена цепи на звездочку, что способствует снижению силы трения в скважинном оборудовании и исключает зависание штанг.If the reversing drive element 3 is made in the form of an asterisk transmitting rotation to the flexible element 8 of the chain, microblows are transmitted to the rod columns 11 and 12 that occur when the chain link enters the sprocket, which helps to reduce the friction force in the downhole equipment and eliminates the hang of the rods.

Благодаря использованию предлагаемого устройства повышается надежность работы установки для одновременной раздельной добычи продукции двух объектов (пластов) скважины за счет исключение аварийности при работе из-за использования разницы весов линий подъема в качестве движущей силы, создающей вращающий момент на реверсивном приводном органе для увеличения или уменьшения хода линий подъема жидкости относительно хода силового привода и из-за влияния взаимного расположения наземного и скважинного оборудования.Using the proposed device increases the reliability of the installation for simultaneous separate production of two objects (layers) of the well by eliminating accident rate during operation due to the use of the difference in the weight of the lift lines as a driving force that creates torque on the reversing drive body to increase or decrease the stroke lines of fluid rise relative to the course of the power drive and due to the influence of the relative position of the ground and downhole equipment.

Claims

A downhole sucker rod pump installation comprising a power drive with a traction body, a reversible drive body connected to a power drive with the possibility of rotation and reciprocating movement together with the traction body and equipped with a drum with a flexible rod made with the possibility of winding with a sequential increase or decrease in the diameter of the winding to the drum during rotation of the reversing drive body to provide, respectively, increase or decrease the stroke of the fluid lifting lines relative to the stroke of forces a new drive, with the other end of the flexible rod fixed to the fastening mechanism, which is capable of being fixed relative to the wellhead, two balanced fluid lift lines, including corresponding suspensions connected to the reversing drive body by means of a flexible element, polished rods, rod columns and pumps placed in corresponding isolated from each other pipe columns, lowered into the well, characterized in that the reversing drive element is equipped with at least one additional a drum with an additional flexible rod made with the possibility of winding with a successive decrease or increase in the diameter of the winding onto the additional drum when the reversible drive element is rotated with a corresponding increase and decrease in the diameter of the flexible rod winding on the drum and the additional flexible rod is fastened at various levels within the height of the power drive on the fastening mechanism at the opposite end from the fastening of the flexible rod, the reversing drive element is also equipped with upper and lower beams, with of the connections between them rotatably in horizontal and vertical planes and the lower beam is connected with the traction body, and the top - with reverse drive member.