RU2721068C1 - Downhole sucker-rod pumping unit - Google Patents
Downhole sucker-rod pumping unit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2721068C1 RU2721068C1 RU2019124321A RU2019124321A RU2721068C1 RU 2721068 C1 RU2721068 C1 RU 2721068C1 RU 2019124321 A RU2019124321 A RU 2019124321A RU 2019124321 A RU2019124321 A RU 2019124321A RU 2721068 C1 RU2721068 C1 RU 2721068C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- drive
- power drive
- well
- gear
- transmission
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04B—POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS
- 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
Abstract
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.
Известен станок-качалка (патент RU №2457361, МПК F04B 47/02, опубл. 27.07.2012 в бюл. №21), содержащий на выполненном из рамы и стойки каркасе электродвигатель, редуктор, кривошипно-шатунный механизм, балансир с противовесом, подвеску, связанную с колонной насосных штанг, причем подвеска выполнена в виде ленты, например, металлической, закрепленной одним концом на каркасе, а другим концом с колонной насосных штанг, причем лента охватывает два направляющих шкива, один из которых установлен на балансире, а другой - на кронштейне, размещенный на раме. Станок-качалка дополнительно может содержать направляющий шкив, установленный на раме и охватываемый лентой, закрепленной одним своим концом на балансире. Станок-качалка дополнительно может содержать подвеску, выполненную в виде ленты, например, из синтетического материала, закрепленной одним концом к каркасу, а другим концом со второй колонной насосных штанг, причем лента охватывает два дополнительных направляющих шкива, один из которых установлен на балансире, а другой - на кронштейне.Known rocking machine (patent RU No. 2457361, IPC F04B 47/02, published on July 27, 2012 in bull. No. 21), containing on the frame made of the frame and rack frame the electric motor, gearbox, crank mechanism, balancer with counterweight, suspension associated with the column of sucker rods, and the suspension is made in the form of a tape, for example, metal, fixed at one end to the frame, and the other end to the string of sucker rods, the tape covering two guide pulleys, one of which is mounted on the balancer, and the other on bracket mounted on the frame. The rocking machine may additionally contain a guide pulley mounted on the frame and covered by a tape fixed at one end to a balancer. The rocking machine may additionally contain a suspension made in the form of a tape, for example, of synthetic material fixed at one end to the frame and at the other end to the second column of pump rods, the tape covering two additional pulley guides, one of which is mounted on the balancer, and the other is on the bracket.
Недостатками устройства являются сложность обеспечения достаточной надежности работы металлической ленты в течение всего срока службы станка-качалки, особенно на станках-качалках по вариантам II (станок-качалка с удлинением хода колонны штанг до 3-х крат) и III (станок-качалка для одновременного привода двух штанговых насосов в одной скважине с возможностью индивидуального регулирования отбора жидкости), в которых лента многократно перегибается, сложность уплотнения ленты в устьевой арматуре, сложность конструкции варианта III, необходимость изменения конструкции станка-качалки (головка балансира заменена на шкив), а также необходимость остановки установки на продолжительное время для изменения параметров (длины хода, частоты качания).The disadvantages of the device are the difficulty of ensuring sufficient reliability of the metal strip throughout the life of the rocking machine, especially on rocking machines according to options II (rocking machine with a lengthening of the stroke of the rod string up to 3 times) and III (rocking machine for simultaneous drive of two sucker rod pumps in one well with the possibility of individual control of fluid withdrawal), in which the tape is repeatedly bent, the difficulty of sealing the tape in the wellhead fittings, the complexity of the design of option III, the need to change the design of the rocking machine (the head of the balancer is replaced by pulley), as well as the need to stop the installation for a long time to change the parameters (stroke length, swing frequency).
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 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 №2613477, МПК F04B 47/02, опубл. 16.03.2017 в бюл. №8), 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. 2613477, IPC F04B 47/02, published on March 16, 2017 in Bull. No. 8), 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 liquid lifting lines 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.
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, равная разнице нагрузок в точках подвеса линий подъема жидкости. Выполнение описанного требования существенно ограничивает потенциальный фонд скважин для применения устройства.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 should be heavier than the other at any 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 operation of the installation is affected by a tensile force equal to the difference in loads at the points of suspension of the liquid lifting lines. The fulfillment of the described requirements significantly limits the potential well stock for the use of the device.
Техническими задачами изобретения являются расширение возможности применения скважинной штанговой насосной установкой на большем количестве скважин за счет исключения 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 повышение надежности работы и исключение аварий при работе установки для одновременной раздельной добычи продукции двух объектов (пластов) скважины.The technical objectives of the invention are to expand the possibility of using a borehole sucker-rod pumping unit in more wells by eliminating 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 of the lift lines relative to the travel of the power drive and increase reliability work and the elimination of accidents during the operation of the installation for simultaneous separate production of two objects (layers) of wells us.
Поставленные технические задачи решаются 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, 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, регулируемую механическую передачу.The stated technical problems are 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, two balanced fluid lifting 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 corresponding isolated from Ruga the tubing lowered to the well-regulated mechanical transmission.
Новым является то, что реверсивный приводной орган оснащен передачей, включающей подвижную и неподвижную части, преобразующей возвратно-поступательное движение реверсивного приводного органа в его вращение, для увеличения или уменьшения хода линий подъема жидкости относительно хода силового привода, при этом неподвижная часть передачи зафиксирована относительно устья скважины, а подвижная часть передачи соединена через регулируемую механическую передачу с реверсивным приводным органом.What is new is that the reversing drive element is equipped with a gear including a movable and fixed part, which converts the reciprocating movement of the reversing drive element into its rotation, to increase or decrease the stroke of the fluid lifting lines relative to the travel of the power drive, while the fixed part of the gear is fixed relative to the mouth wells, and the movable part of the transmission is connected through an adjustable mechanical transmission with a reversing drive element.
На фиг. 1 схематично изображена установка скважинного штангового насоса, вид сбоку; на фиг. 2 - вид А, схематично изображен реверсивный приводной орган, вид спереди; на фиг. 3 (а), б), в))- схематично изображена работа установки.In FIG. 1 schematically shows the installation of a borehole sucker rod pump, side view; in FIG. 2 - view A, schematically shows a reversing drive body, front view; in FIG. 3 (a), b), c)) - the operation of the installation is schematically shown.
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 исходя из веса обеих линий подъема жидкости 4 и 5.The downhole sucker rod pump installation comprises a
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
Реверсивный приводной орган 3 (фиг. 1) оснащен передачей 19, преобразующей возвратно-поступательное движение реверсивного приводного органа 3 в его вращение, для увеличения или уменьшения хода линий подъема жидкости относительно хода силового привода. В качестве передачи 19 может быть применена, например, реечная или фрикционная или аналогичная передача, неподвижная часть 20 (зубчатая рейка или направляющая или др.) которой закреплена на устье скважины 17, а подвижная часть 21 (шестерня или каток и др.) через регулируемую механическую передачу 22 (фиг. 2) соединена с реверсивным приводным органом 3. Регулируемая механическая передача 22, например, редуктор или мультипликатор со сменными зубчатыми колесами, ременная передача со сменными шкивами, механический вариатор или другая регулируемая передача, может располагаться внутри подвижной части 21 (шестерни или катка, или т.п.) передачи 19 (фиг. 1), или у одного из ее торцов, или каким-нибудь другим образом. Передача 22 (фиг. 2) уменьшает или увеличивает скорость вращения реверсивного приводного органа 3. На конструкции передач 19 (фиг. 1) и 22 (фиг. 2) авторы не претендуют. Размеры передачи 19 определяются конструктивно.The reversing drive element 3 (Fig. 1) is equipped with a
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 23 оборудование линии подъема жидкости 5: колонну труб 16 с пакером 24 для разобщения объектов эксплуатации (пластов), далее спускают штанговый насос 14, например, вставной, колонну штанг 12 с устьевым штоком 10. Потом аналогично спускают оборудование линии подъема жидкости 4, включающее колонну труб 15, насос 13, колонну штанг 11 с устьевым штоком 9. Устьевые штоки 9 и 10 уплотняются в устьевых сальниках устьевой арматуры 23.
Возле устья скважины монтируется силовой привод 1, например, как на фиг. 1 станок-качалка, с подвешенным на тяговом органе 2 реверсивным приводным органом 3, гибким элементом 8 и подвесками 6 и 7. Колонны штанг 11 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. На устье скважины монтируют неподвижную часть 20 (рейку или стойку, или др.) передачи 19 с обеспечением непрерывного взаимодействия (зацепления или контакта, или др.) с подвижной частью 21 (шестерней или катком, или др.) передачи 19.A
На фиг. 3 (а), б), в)) показана работа предлагаемого устройства при ходе вверх. Для упрощения описания рассматривается только наземная часть установки (фиг. 1), так как плунжеры насосов 13 и 14 будут двигаться примерно так же, как и подвески 6 и 7. Допустим в крайнем нижнем положении головки балансира станка-качалки 1 плунжеры насосов 13 и 14 (фиг. 1), соответственно подвески 6 и 7 (фиг. 3 а)), а также реверсивный приводной орган 3 находятся в крайних нижних положениях. После включения станка-качалки 1 тяговый орган 2 начинает двигаться вверх, увлекая за собой реверсивный приводной орган 3, при этом подвижная часть 21 (шестерня или каток, или др.) передачи 19 из-за непрерывного взаимодействия (зацепления или контакта, или др.) с неподвижной частью 20 (рейкой или направляющей, или др.) вращается, приводя реверсивный приводной орган 3 во вращение на опорах 18, подвешенных на тяговом органе 2. В свою очередь реверсивный приводной орган 3 приводит через гибкий элемент 8 лифты 4 и 5.In FIG. 3 (a), b), c)) shows the operation of the proposed device when moving up. To simplify the description, only the ground part of the installation is considered (Fig. 1), since the plungers of the
Для сравнения на фиг. 3 б)-3 в) прочерчена линия 25, показывающая ход S подвески и силового привода 1 на обычной установке скважинного штангового насоса с одной линией подъема. За время 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. 3 b) -3 c) a
Дальнейший ход вверх головки балансира станка-качалки 1 (фиг. 3 в)) приводит к пропорциональному увеличению длины хода более тяжелой линии подъема 5 до момента достижения крайнего верхнего положения (максимальное увеличение). При ходе вниз происходит работа в обратной последовательности (фиг. 3 в)-3 а)).Further upward travel of the head of the balancer of the rocking machine 1 (Fig. 3 c)) leads to a proportional increase in the stroke length of the
В отличие от наиболее близкого аналога из-за наличия передачи 19 исключается необходимость в движущей силе от разницы весов линий подъема 4 и 5, создающей вращающий момент на реверсивном приводном органе 3 - этот момент в предлагаемом устройстве создается передачей 19, что гарантирует работоспособность предлагаемого устройства при различных изменениях весов линий подъема 4 и 5 в любой момент времени и хода силового привода. Сняв ограничение по требованию, что одна из линий подъема жидкости должна быть более тяжелой в любой момент времени как при ходе вверх, так и при ходе вниз силового привода, существенно расширяется фонд скважин для применения предлагаемого устройства по сравнению с наиболее близким аналогом.Unlike the closest analogue, due to the presence of
При расположении неподвижной части 20 передачи 19 со стороны линии подъема 4, как на фиг. 1, увеличивается длина хода насоса 14 линии подъема 5 и уменьшается длина хода насоса 13 линии подъема 4 на ΔS. При расположении неподвижной части 20 передачи 19 со стороны линии подъема 5 (на рисунках не показано) увеличивается длина хода насоса 13 линии подъема 4 и уменьшается длина хода насоса 14 линии подъема 5 на ΔS.When the
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 11 и 12 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 n·S; 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 .Coordination of production rates, in particular the rates of formation fluid inflow, with production rates, in particular pumping rates (products of the stroke length and 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 strings 11 and 12 and
На величину ΔS влияет общее передаточное отношение реверсивного приводного органа 3. В предлагаемой установке реверсивный приводной орган 3 включает три передачи: подвижная часть 21 (шестерня или каток, или др.) - реверсивный приводной орган 3, регулируемая механическая передача 22 и передача 19, соответственно, общее передаточное отношение реверсивного приводного органа 3 определяется как:The value of ΔS is affected by the overall gear ratio of the reversing
, ,
где - диаметр подвижной части 21 передачи 19;Where - the diameter of the
- диаметр реверсивного приводного органа 3; - the diameter of the reversing
- передаточное отношение регулируемой механической передачи 22; - gear ratio of the adjustable
- передаточное отношение передачи 19. -
Подбирая различные сочетания диаметров подвижной части 21 (шестерни или катка, или др.) и реверсивного приводного органа 3, передаточное отношение регулируемой механической передачи 22 можно увеличить или уменьшить ход линий подъема жидкости относительно хода силового привода в широких пределах. Например, приняв диаметр подвижной части 21 передачи 19 постоянным - можно определить передаточное отношение регулируемой механической передачи 22 для конкретного режима работы установки (обеспечение эксплуатации пластов скважины с требуемыми дебитами), при этом предполагается изменение режима работы установки за счет регулировки передаточного отношения передачи 22.Selecting various combinations of the diameters of the moving part 21 (gears or roller, or others) and the reversing
Например, на скважине линия подъема 5 (фиг. 1) эксплуатируется с длиной хода 3,5 м и частотой качаний 2,2 мин-1 приводом СК8-3,5-4000, т.е. скорость откачки составляет 7,7 (более производительная линия подъема жидкости), линия подъема 4 с длиной хода 2,1 м и частотой качаний 2,6 мин-1 приводом СК6-2,1-2500 - 5,46 (менее производительная линия). Следовательно, учитывая нагрузки в точках подвеса штанг обеих линий, теоретически можно использовать только один привод со скоростью откачки 6,58, например, СК8-3,5-4000, с длиной хода 3,5 м и частотой качаний 1,88 мин-1. С целью сохранения скоростей откачки для каждого объекта предлагаемое устройство должно дополнительно изменять длину хода линий на ΔS=0,6 м. Для этого необходимо выставить общее передаточное отношение 5,83. При диаметре реверсивного приводного органа 3, например, звездочки, 91 мм, и при передаточном отношении передачи 19 при применении, например, зубчато-реечной передачи, 1, c диаметром, например, шестерни 21, 270 мм, требуемое передаточное отношение регулируемой механической передачи 22 будет 2,0.For example, in the well, the lift line 5 (Fig. 1) is operated with a stroke length 3.5 m and swing frequency 2.2 min -1 drive SK8-3.5-4000, i.e. pumping speed is 7.7 (more productive liquid lift line),
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 общее передаточное отношение реверсивного приводного органа 3. Для перехода на новый режим работы необходимо остановить установку и выставить на регулируемой механической передаче 22 передаточное отношение согласно расчету.If it is necessary to change the pumping speed of one of the
Аналогично настраивается режим работы установки при перемонтаже на других скважинах, при этом нет необходимости изготовления новой передачи 19 для новых скважин, достаточно изменить передаточное отношение регулируемой механической передачи 22, что позволяет при необходимости одним устройством эксплуатировать скважины с различными параметрами при соблюдении описанных выше условий.Similarly, the operating mode of the installation is adjusted during re-installation at other wells, while there is no need to manufacture a
Использование только одного силового привода позволит исключить необходимость закупки второго привода, строительно-монтажные работы по его монтажу (отсыпка, фундаментная плита и др.), снизить энергозатраты и работы по обслуживанию и ремонту при его эксплуатации, к тому же облегчить 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 for its installation (filling, foundation slab, etc.), reduce energy costs and maintenance and repair work during its operation, and also facilitate installation of the unit and bridges when underground well repair.
Обычно под одновременную и раздельную добычу 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.Usually, wells that were previously operated by installing a well sucker-rod pump with one line (elevator) for production from one, more productive formation are usually transferred for simultaneous and separate production, so 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.
На части скважин с одновременной раздельной добычей, например, включающих объекты, дающие высоковязкую нефть, объекты, на которых происходят резкие изменениях пластового давления, при освоении объектов после капитального ремонта и при других случаях по технологии разработки необходимо часто менять скорость откачки линии подъема жидкости в несколько раз, от режима с дебитом скважины от 0,5 м3/сут до 10 м3/сут и более. В таких случаях часто эксплуатируют только один объект скважины при остановленном другом и при накоплении необходимого объема нефти в остановленном объекте включают обе линии подъема жидкости, что приводит к потерям в добыче нефти. Для таких скважин применение предлагаемого устройства является единственным условием работы объектов скважины в оптимальном режиме (при постоянных динамических уровнях).On the part of wells with simultaneous separate production, for example, including objects that produce highly viscous oil, objects that undergo sharp changes in reservoir pressure, during the development of facilities after overhaul and in other cases by development technology, it is often necessary to change the pumping speed of the liquid lift line to a few times, from the regime with a well flow rate from 0.5 m 3 / day to 10 m 3 / day or more. In such cases, often only one well object is operated while the other is stopped, and when the required amount of oil is accumulated in the stopped object, both fluid lines are turned on, which leads to losses in oil production. For such wells, the use of the proposed device is the only condition for the operation of well objects in the optimal mode (at constant dynamic levels).
Используя регулируемую механическую передачу 22 можно добиться регулирования скорости откачки (длины хода и числа 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 скважина будет эксплуатироваться в близком к оптимальному режиму работы (с постоянными динамическими уровнями), что приведет к повышению коэффициента полезного действия установки и снижению потребляемой электроэнергии, что, в свою очередь, позволит снизить себестоимость добычи нефти.Using an adjustable
Предлагаемая установка скомпонована из широко применяемых и отработанных узлов без изменения конструкции покупных изделий, проста в изготовлении, поэтому ее ресурс предполагается не ниже, чем у обычной установки скважинного штангового насоса с одной линией подъема.The proposed installation is composed of widely used and used units without changing the design of purchased products, it is simple to manufacture, therefore, its service life is assumed to be no lower than that of a conventional installation of a well pump with a single lifting 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 2⋅S. Кроме того, это качество предлагаемого устройства позволяет применять его 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 2⋅S. 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 oscillation frequency, which will reduce the number of rod string failures, increase the pump filling factor, etc.
Благодаря использованию предлагаемого устройства расширяются возможности применения скважинной штанговой насосной установки на большем количестве скважин за счет исключения 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 повышается надежность работы, исключаются аварии при работе установки для одновременной раздельной добычи продукции двух объектов (пластов) скважины.Thanks to the use of the proposed device, the possibilities of using a borehole sucker-rod pumping unit in more wells are expanded by eliminating 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 of the liquid lift lines relative to the stroke of the power drive and increases the reliability work, accidents during operation of the installation for simultaneous separate production of products of two objects (reservoir ) Wells.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2019124321A RU2721068C1 (en) | 2019-07-31 | 2019-07-31 | Downhole sucker-rod pumping unit |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2019124321A RU2721068C1 (en) | 2019-07-31 | 2019-07-31 | Downhole sucker-rod pumping unit |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2721068C1 true RU2721068C1 (en) | 2020-05-15 |
Family
ID=70735260
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2019124321A RU2721068C1 (en) | 2019-07-31 | 2019-07-31 | Downhole sucker-rod pumping unit |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2721068C1 (en) |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU682668A1 (en) * | 1975-04-28 | 1979-08-30 | Н. Г. Киселев, В. Д. Бурдин и Б. А. Трубников | Deepwell pumping unit |
DE3244868A1 (en) * | 1981-12-04 | 1983-06-16 | Petroleum Recovery Systems, Inc., 48089 Warren, Mich. | DRIVE FOR A PETROLEUM HOLE PUMP |
RU2205979C1 (en) * | 2001-12-29 | 2003-06-10 | Закрытое акционерное общество "Корпорация "Университетские сети знаний" ("УНИКОР") | Deep-well sucker-rod pumping unit |
RU2488023C1 (en) * | 2012-01-25 | 2013-07-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Downhole rod pump drive |
RU2613477C1 (en) * | 2016-01-20 | 2017-03-16 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Oil-well sucker-rod pumping unit |
-
2019
- 2019-07-31 RU RU2019124321A patent/RU2721068C1/en active
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU682668A1 (en) * | 1975-04-28 | 1979-08-30 | Н. Г. Киселев, В. Д. Бурдин и Б. А. Трубников | Deepwell pumping unit |
DE3244868A1 (en) * | 1981-12-04 | 1983-06-16 | Petroleum Recovery Systems, Inc., 48089 Warren, Mich. | DRIVE FOR A PETROLEUM HOLE PUMP |
RU2205979C1 (en) * | 2001-12-29 | 2003-06-10 | Закрытое акционерное общество "Корпорация "Университетские сети знаний" ("УНИКОР") | Deep-well sucker-rod pumping unit |
RU2488023C1 (en) * | 2012-01-25 | 2013-07-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Downhole rod pump drive |
RU2613477C1 (en) * | 2016-01-20 | 2017-03-16 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Oil-well sucker-rod pumping unit |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US7530799B2 (en) | Long-stroke deep-well pumping unit | |
US8944157B2 (en) | Hydro pneumatic lifting system and method | |
RU2613477C1 (en) | Oil-well sucker-rod pumping unit | |
RU2614296C1 (en) | Borehole sucker rod pump unit | |
RU2522729C1 (en) | Borehole rod pump drive | |
CN101182761A (en) | Pumping unit with pole | |
US7390173B2 (en) | Well fluid pumping arrangement | |
CN111911114B (en) | Intelligent ultra-long stroke hoisting oil pumping unit | |
CN111042770A (en) | Intelligent ultra-long stroke oil pumping machine | |
CN104895532A (en) | Chain transmission reversing and short support double long-stroke oil pumping machine and using method thereof | |
RU2715120C1 (en) | Downhole sucker-rod pumping unit | |
RU2721068C1 (en) | Downhole sucker-rod pumping unit | |
RU2457361C2 (en) | Pumping unit | |
US2805580A (en) | Double stroke pumping attachment for a well pumping apparatus | |
RU2205979C1 (en) | Deep-well sucker-rod pumping unit | |
US4306463A (en) | Long stroke pump jack | |
RU2594038C1 (en) | Well rod pumping unit | |
RU96917U1 (en) | DRIVE BORE DRUM PUMPS | |
RU2721067C1 (en) | Downhole sucker-rod pumping unit | |
RU2727833C1 (en) | Downhole sucker-rod pumping unit | |
US5735170A (en) | Pumping unit with dynamic fluid ballast | |
RU2547674C1 (en) | Oil well pump drive | |
RU2351802C1 (en) | Well rod pump drive | |
RU2346184C1 (en) | Double-lift device meant for simultaneous separate well formation operation | |
RU2611126C1 (en) | Drive of oil well pump |