RU2743035C1 - Hydraulic anchor for fixing tubings in wells with rod pumps (variants) - Google Patents
Hydraulic anchor for fixing tubings in wells with rod pumps (variants) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2743035C1 RU2743035C1 RU2020119299A RU2020119299A RU2743035C1 RU 2743035 C1 RU2743035 C1 RU 2743035C1 RU 2020119299 A RU2020119299 A RU 2020119299A RU 2020119299 A RU2020119299 A RU 2020119299A RU 2743035 C1 RU2743035 C1 RU 2743035C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- tubing
- fixing
- anchor
- channel
- wells
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing, or removing tools, packers or the like in the boreholes or wells
- E21B23/02—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing, or removing tools, packers or the like in the boreholes or wells for locking the tools or the like in landing nipples or in recesses between adjacent sections of tubing
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к устройствам для фиксирования колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в эксплуатационной колонне (ЭК) при добыче нефти скважинными штанговыми насосными установками.The invention relates to the oil industry, in particular to a device for fixing a tubing string (tubing) in a production string (EC) during oil production with sucker rod pumping units.
В процессе работы штангового насоса происходят изменения длины штанг и колонны НКТ в результате действия переменных в ходе цикла давлений, а также спирального изгиба колонны НКТ. Это приводит к износу штанг и НКТ, а также снижению КПД насоса из-за потери хода. Для предотвращения этих явлений закрепляют нижнюю часть колонны НКТ к ЭК с помощью механических или гидравлических якорей.During the operation of the sucker rod pump, changes in the length of the rods and the tubing string occur as a result of the action of pressure variables during the cycle, as well as the spiral bending of the tubing string. This leads to wear of the rods and tubing, as well as a decrease in pump efficiency due to loss of stroke. To prevent these phenomena, the lower part of the tubing string is fixed to the EK using mechanical or hydraulic anchors.
В некоторых случаях для увеличения эффекта дополнительно применяют натяжение НКТ. Для этого после посадки якоря механического или гидравлического производят натяжение колонны НКТ, что является весьма непростой операцией, связанной с заменой труб или патрубков в составе колонны НКТ для подгонки к устьевой арматуре.In some cases, tubing tension is additionally applied to increase the effect. To do this, after landing the mechanical or hydraulic anchor, the tubing string is tensioned, which is a very difficult operation associated with the replacement of pipes or nozzles in the tubing string for fitting to wellhead equipment.
Существует также гидравлический способ натяжения колонны НКТ при использовании якорей гидравлического действия созданием необходимого избыточного давления внутри колонны НКТ (патент RU № 2681770, МПК E21B 23/01, F04B 47/02, опубл. 12.03.2019 г., бюл. № 8).There is also a hydraulic method for tensioning the tubing string when using hydraulic anchors by creating the required excess pressure inside the tubing string (patent RU No. 2681770, IPC E21B 23/01, F04B 47/02, publ. 03/12/2019, bull. No. 8).
Известен механический якорь (НПФ «Пакер», каталог продукции № 17, стр. 72-73) для фиксации колонны НКТ, содержащий корпус, клин и клиновые плашки.Known mechanical anchor (NPF "Packer", product catalog No. 17, pp. 72-73) for fixing the tubing string, containing a body, wedge and wedge dies.
Его недостатками являются высокая аварийность из-за сложности извлечения из скважины после длительной работы и «прикипания» клиновых плашек, а также сложность создания натяжения колонны НКТ при необходимости.Its disadvantages are the high accident rate due to the difficulty of extracting from the well after long-term operation and “sticking” of the wedge dies, as well as the difficulty of creating tension in the tubing string if necessary.
Наиболее близок по своей технической сущности к предлагаемому якорь гидравлического действия (патент RU № 2634316, МПК Е21В 23/06, 33/1295, опубл. 25.10.2017 г., бюл. № 30), содержащий корпус со сквозным, сообщённым с НКТ каналом, сообщенный отверстием с гидравлической камерой, сообщённой с поршнем, взаимодействующим под действием перепада давлений с фиксирующими элементами в виде клиновых плашек.The closest in technical essence to the proposed anchor of hydraulic action (patent RU No. 2634316, IPC
Его недостатками являются сложность извлечения из-за застревания на внутренней поверхности ЭК клиновых плашек, сложность натяжения колонны НКТ.Its disadvantages are the complexity of extraction due to sticking of wedge dies on the inner surface of the EC, the complexity of the tubing string tension.
Техническими задачами предлагаемого изобретения являются повышение надежности извлечения якоря и упрощение работ по его установке и натяжению колонны НКТ.The technical objectives of the present invention are to improve the reliability of the extraction of the anchor and to simplify the installation and tension of the tubing string.
Указанные технические задачи также решаются якорем гидравлического действия для фиксации насосно-компрессорных труб - НКТ в скважинах с штанговыми насосами, содержащим корпус со сквозным продольным каналом и сообщённую с ним гидравлическую камеру с фиксирующими элементами, срабатывающими под действием перепада давлений.These technical problems are also solved by a hydraulic anchor for fixing tubing - tubing in wells with sucker rod pumps, containing a housing with a through longitudinal channel and a hydraulic chamber connected with it with fixing elements triggered by a pressure difference.
Новым является то, что в качестве фиксирующих элементов используют эластичный элемент надувного пакера или радиальные плашки-поршни, подпружиненные возвратной пружиной, а гидравлическая камера сообщена с полостью НКТ трубкой через канал в верхней части корпуса и изолирована от продольного сквозного канала корпуса.The novelty is that an elastic element of an inflatable packer or radial pistons spring-loaded by a return spring are used as fixing elements, and the hydraulic chamber is connected to the tubing cavity by a tube through a channel in the upper part of the body and is isolated from the longitudinal through channel of the body.
Новым является также то, что в корпусе якоря с плашками-поршнями установлен ствол, изолирующий сообщение гидравлической камеры с продольным сквозным каналом корпуса.It is also new that a barrel is installed in the armature body with pistons, isolating the communication of the hydraulic chamber with the longitudinal through channel of the body.
Новым является также то, что трубка, сообщающая полость НКТ с гидравлической камерой, снабжена подпружиненным обратным клапаном с запорным элементом и устройством для принудительного сообщения с полостью НКТ.It is also new that the tube connecting the tubing cavity with the hydraulic chamber is equipped with a spring-loaded check valve with a shut-off element and a device for forced communication with the tubing cavity.
Новым является также то, что устройство для принудительного сообщения выполнено в виде сдвижной втулки, ограниченной упорами, закрывающей отверстие в НКТ и взаимодействующей с ответным элементом, установленным на штангах.It is also new that the device for forced communication is made in the form of a sliding sleeve bounded by stops, closing the opening in the tubing and interacting with a counterpart mounted on the rods.
На фиг. 1 показан якорь гидравлического действия (ЯГД) из надувного пакера.FIG. 1 shows a hydraulic action anchor (HPA) from an inflatable packer.
На фиг. 2 – ЯГД с плашками-поршнями.FIG. 2 - YAGD with piston rams.
На фиг. 3 – ЯГД из надувного пакера с обратным клапаном и системой сброса давления. FIG. 3 - YAGD from an inflatable packer with a check valve and a pressure relief system.
На фиг. 4 – ЯГД с плашками-поршнями, обратным клапаном и системой сброса давления.FIG. 4 - YAGD with piston rams, a check valve and a pressure relief system.
ЯГД из надувного пакера (фиг. 1) содержит корпус 1 со стволом 2, на который одет эластичный элемент 3, герметично закрепленный одним концом на корпусе 1, соединенным сверху с НКТ 4, на которых спущен в скважину с ЭК 5 штанговый насос 6 с колонной штанг 7.YAGD from an inflatable packer (Fig. 1) contains a
Корпус 1 ЯГД (фиг. 2) выполнен с радиальными окнами 8, в которых герметично установлены плашки-поршни 9 с насечкой 10 на наружном торце, подпружиненные возвратной пружиной 11, и соединен сверху с НКТ 4, на которых спущен штанговый насос 6.The
При размещении ЯГД ниже насоса (фиг. 1 и 2) полость НКТ 4 сообщена с гидравлическими камерами 12 трубкой 13 и каналами 14, а гидравлические камеры 12 у ЯГД с плашками-поршнями 9 (фиг. 2) изолированы от канала 14 стволом 2 с каналом 15.When the YAGD is placed below the pump (Fig. 1 and 2), the
Для возможности предварительного натяжения НКТ 4 (фиг. 3 и 4) на входе в трубку 13 установлен обратный клапан 16 с регулируемым поджатием пружины 17 запорного элемента 18 (шарика). А ниже клапана 16 выполнено отверстие 19, сообщающее трубку 13 с полостью НКТ 4, перекрываемое сдвижной втулкой 20 с верхним 21 и нижним 22 упорами, взаимодействующей с ответным, например, упругим элементом 23, установленным на штангах 7. Давление в полостях ЭК 5 выше и ниже эластичного элемента 3 (фиг. 3) выравнивается через отверстие 24.For the possibility of pre-tensioning the tubing 4 (Figs. 3 and 4), a
Работает ЯГД следующим образом.YAGD works as follows.
После спуска штангового насоса 6 (фиг. 1) в заданный интервал запускают в работу привод (на фиг. не показан), штанги 7 приводят в действие насос 6.After lowering the sucker rod pump 6 (Fig. 1), the drive (not shown in the figure) is put into operation at a predetermined interval, the
В результате его работы уровень жидкости в ЭК 5 снижается, а в полости НКТ 4 повышается давление. Под действием перепада давлений добываемая жидкость попадает через трубку 13 в гидравлическую камеру 12 и через нее же сбрасывается обратно при подъеме оборудования из скважин, при этом ствол 2 у ЯГД (фиг. 1) изолирует камеру 12 от жидкости в канале 14. Жидкость раздувает эластичный элемент 3 и плотно прижимает его к стенке ЭК 5, обеспечивая за счёт трения исключение перемещения НКТ 4 относительно ЭК 5 и повышая коэффициент полезного действия работы насоса 6.As a result of its operation, the liquid level in
В ЯГД (фиг. 2) жидкость в канале 14, одновременно являющимся гидравлической камерой 12, выдвигает плашки-поршни 9 в окнах 8 до упора в стенку ЭК 5 и плотно прижимает их к ней. Насечки 10 на плашках 9 врезаются в стенку ЭК 5 и обеспечивают фиксацию НКТ 4 в ЭК 5.In the YAGD (Fig. 2), the liquid in the
При извлечении оборудования насос 6 останавливают и выравнивают давление в полости НКТ 4 с давлением внутри ЭК 5. При отсутствии перепада давления эластичный элемент 3 (фиг. 1) сжимается и освобождает НКТ 4, а плашки-поршни 8 пружина 11 (фиг. 2) возвращает в транспортное положение и ЯГД освобождает НКТ 4 для подъёма.When removing the equipment, the
При этом давления в полостях ЭК 5 выше эластичного элемента 3 (фиг. 3) выравнивается через отверстие 24 и пазы на поверхности эластичного элемента 3 не обязательны.In this case, the pressure in the cavities of the
Работа ЯГД (фиг. 3 и 4) отличается тем, что до зацепления фиксирующих элементов, эластичного элемента 3 или плашек-поршней 9 производят натяжение НКТ 4, которое происходит автоматически. После запуска привода насоса 6 перепад давления между полостью НКТ 4 и полостью ЭК 5 растет, но клапан 16 остается закрытым, пока перепад давлений не преодолеет усилия предварительного сжатия пружины 17 и не сдвинет шарик 18 от седла и не откроет клапан 16.The work of the YAGD (Fig. 3 and 4) differs in that before the engagement of the fixing elements, the
Под действием этого перепада давлений НКТ 4 вытягиваются и оба ЯГД фиксируют НКТ 4 в уже натянутом состоянии. При необходимости более сильного натяжения НКТ 4 может быть достигнута при соответствующей настройке сжатия пружины 17 и закачке жидкости с устья в НКТ 4 с большим давлением, чем за счет работы насоса 6. Это давление остается в полости гидравлической камеры 12 до извлечения оборудования из скважины.Under the action of this pressure drop, the
Для выравнивания давлений в полостях гидравлической камеры 12 и НКТ 4 используют механизм принудительного выравнивания.To equalize the pressures in the cavities of the
При спуске плунжера насоса 6 ответный упругий элемент 23 перемещает сдвижную втулку 20 в крайнее нижнее положение до упора 22, и сжимаясь, проходит сквозь неё. В этом положении она перекрывает отверстие 19 и остается там на все время работы скважины. При этом давления в полостях ЭК 5 выше и ниже эластичного элемента 3 (фиг. 3) выравнивается через отверстие 24.When the plunger of the
При извлечении оборудования из скважины сначала производят подъем колонны штанг 7 с плунжером, упругий элемент 23 перемещает втулку 20 в крайнее верхнее положение до упора 21, и сжимаясь, проходит сквозь нее, как и в последующем плунжер насоса 6. Отверстие 19 открывается и давления в полости НКТ 4 и полости фиксирующих элементов выравниваются. Затем выравнивают это давление c давлением в ЭК 5, эластичный элемент 3 или плашки-поршни 9 отходят от стенок ЭК 5 и освобождают НКТ 4.When removing the equipment from the well, the string of
Таким образом, предлагаемый ЯГД позволяет легко без клиновых механизмов зафиксировать от перемещений колонну НКТ в скважинах со штанговым насосом и легко освободить при необходимости извлечения. При этом фиксация происходит автоматически. Более сложная конструкция позволяет осуществить натяжение колонны НКТ также без манипуляций на устье скважины. Отсутствие клиновых механизмов обеспечивает лёгкое и надёжное отсоединение ЯГД от ЭК.Thus, the proposed YGD allows you to easily fix the tubing string in wells with a sucker rod pump from movement without wedge mechanisms and easily release it if necessary. In this case, the fixation occurs automatically. A more complex design allows the tubing string to be tensioned also without manipulation at the wellhead. The absence of wedge mechanisms ensures an easy and reliable disconnection of the NAG from the EC.
Claims (4)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2020119299A RU2743035C1 (en) | 2020-06-10 | 2020-06-10 | Hydraulic anchor for fixing tubings in wells with rod pumps (variants) |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2020119299A RU2743035C1 (en) | 2020-06-10 | 2020-06-10 | Hydraulic anchor for fixing tubings in wells with rod pumps (variants) |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2743035C1 true RU2743035C1 (en) | 2021-02-12 |
Family
ID=74666138
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2020119299A RU2743035C1 (en) | 2020-06-10 | 2020-06-10 | Hydraulic anchor for fixing tubings in wells with rod pumps (variants) |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2743035C1 (en) |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO1996034174A1 (en) * | 1995-04-28 | 1996-10-31 | Camco International, Inc. | Mechanism for anchoring a well tool |
RU2220274C1 (en) * | 2002-04-24 | 2003-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Hydraulic anchor |
RU2337231C1 (en) * | 2007-04-06 | 2008-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Hydraulic anchor |
RU2521238C2 (en) * | 2009-04-02 | 2014-06-27 | Кей Энерджи Сервисез, Ллк | Anchor and hydraulic setting device in assembly |
CN106368636A (en) * | 2016-11-14 | 2017-02-01 | 中国石油化工股份有限公司 | Hydraulic cylinder type hydraulic anchor |
RU2634316C1 (en) * | 2016-05-31 | 2017-10-25 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Anchor for tubing |
RU2680619C1 (en) * | 2017-12-28 | 2019-02-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Hydraulic anchor |
-
2020
- 2020-06-10 RU RU2020119299A patent/RU2743035C1/en active
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO1996034174A1 (en) * | 1995-04-28 | 1996-10-31 | Camco International, Inc. | Mechanism for anchoring a well tool |
RU2220274C1 (en) * | 2002-04-24 | 2003-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Hydraulic anchor |
RU2337231C1 (en) * | 2007-04-06 | 2008-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Hydraulic anchor |
RU2521238C2 (en) * | 2009-04-02 | 2014-06-27 | Кей Энерджи Сервисез, Ллк | Anchor and hydraulic setting device in assembly |
RU2634316C1 (en) * | 2016-05-31 | 2017-10-25 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Anchor for tubing |
CN106368636A (en) * | 2016-11-14 | 2017-02-01 | 中国石油化工股份有限公司 | Hydraulic cylinder type hydraulic anchor |
RU2680619C1 (en) * | 2017-12-28 | 2019-02-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Hydraulic anchor |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CA2398032C (en) | Open well plunger-actuated gas lift valve and method of use | |
EP2718540B1 (en) | Single and multi-chamber wellbore pumps for fluid lifting | |
CN107893644B (en) | Underground hydraulic control device | |
RU96175U1 (en) | GARIPOV'S HYDRAULIC REUSABLE PACKER AND INSTALLATION FOR ITS IMPLEMENTATION | |
RU2587654C1 (en) | Downhole valve unit | |
RU2743035C1 (en) | Hydraulic anchor for fixing tubings in wells with rod pumps (variants) | |
RU2730156C1 (en) | Bypass controlled valve | |
RU2465438C1 (en) | Borehole gate | |
RU2290489C2 (en) | Mechanical packer for well with one or several formations (variants) | |
CN110847846B (en) | Packer for oil field exploitation | |
RU2348796C1 (en) | Gun perforator | |
RU2102577C1 (en) | Device for treating down-hole zone of well | |
RU2612398C1 (en) | Horizontal wells packer | |
RU2101463C1 (en) | Packer-type device for selective testing of beds | |
RU2796144C1 (en) | Device for interval pressure testing of wells and reservoir stimulation | |
RU2798647C1 (en) | Downhole pumping unit for pipeless well operation | |
RU2779979C1 (en) | Bypass valve | |
RU2301321C2 (en) | Anchor packer | |
CN218150873U (en) | Horizontal well isolation production process pipe column | |
RU2065948C1 (en) | Method and device for initiating inflow from stratum | |
SU977723A1 (en) | Device for shutting-off well | |
SU1087689A1 (en) | Combined liquid lift | |
RU2658085C1 (en) | Installation for dual oil well operation and method of measuring formation production | |
CN110617034B (en) | Isolation gas lift method of permanent well completion pipe string | |
RU2719876C1 (en) | Implosion-hydraulic pulse device for stimulation of wells |