RU2779282C1 - Rod pumping unit for the extraction of high-viscosity and paraffinic oils - Google Patents
Rod pumping unit for the extraction of high-viscosity and paraffinic oils Download PDFInfo
- Publication number
- RU2779282C1 RU2779282C1 RU2022102242A RU2022102242A RU2779282C1 RU 2779282 C1 RU2779282 C1 RU 2779282C1 RU 2022102242 A RU2022102242 A RU 2022102242A RU 2022102242 A RU2022102242 A RU 2022102242A RU 2779282 C1 RU2779282 C1 RU 2779282C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- rod
- string
- pump
- tubing
- hollow rods
- Prior art date
Links
- 238000005086 pumping Methods 0.000 title claims abstract description 11
- 239000010690 paraffinic oil Substances 0.000 title claims description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 10
- 239000003921 oil Substances 0.000 abstract description 10
- 238000009434 installation Methods 0.000 abstract description 8
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000010977 unit operation Methods 0.000 abstract 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 4
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 241000252254 Catostomidae Species 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 230000035882 stress Effects 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для скважинной добычи высоковязких и парафинистых нефтей.The invention relates to the oil industry and can be used for downhole production of high-viscosity and waxy oils.
Добыча высоковязкой нефти осложнена значительными гидравлическими сопротивлениями движению колонн штанг, отложениями парафина в подъемнике и слабым притоком продукции пласта в скважину. Механизированная добыча такой нефти без применения дополнительных мер становится нерентабельной.The production of high-viscosity oil is complicated by significant hydraulic resistance to the movement of rod strings, paraffin deposits in the lifter and a weak inflow of formation production into the well. Mechanized extraction of such oil without the use of additional measures becomes unprofitable.
Наиболее распространенными техническими средствами, обеспечивающими откачку высоковязких нефтей являются установки с двумя последовательно соединенными плунжерами насосов разного диаметра (А.с. СССР №1231261, F04B 47/12, заявл. 27.11.84, опубл. 15.05.1986 и патент РФ на изобретение №2161268, 47/00, заявл. 11.03.1999, опубл. 27.12.2000). Такое соединение позволяет получить дополнительную силу, направленную вниз и позволяющую частично преодолевать гидродинамическое трение штанг о жидкость при ходе колонны вниз. Эта сила пропорциональна разности площадей поперечного сечения плунжеров. Общим недостатком указанных конструкций является увеличение максимальных нагрузок в точке подвеса штанг на ту же величину при ходе колонны штанг вверх. Несмотря на то, что вероятность потери работоспособности оборудования уменьшается, рост максимальных нагрузок и напряжений в металле штанг приводит к снижению их наработки на отказ.The most common technical means for pumping out high-viscosity oils are installations with two series-connected pump plungers of different diameters (A.S. USSR No. 1231261, F04B 47/12, claim. 2161268, 47/00, filed March 11, 1999, published December 27, 2000). Such a connection makes it possible to obtain an additional downward force, which makes it possible to partially overcome the hydrodynamic friction of the rods against the liquid during the downstroke of the string. This force is proportional to the difference in the cross-sectional areas of the plungers. A common disadvantage of these designs is the increase in maximum loads at the suspension point of the rods by the same value when the rod string moves upwards. Despite the fact that the probability of loss of equipment performance decreases, the increase in maximum loads and stresses in the metal of the rods leads to a decrease in their MTBF.
Известна скважинная штанговая насосная установка для добычи тяжелых высоковязких нефтей, позволяющая закачивать на забой скважины через колонну насосно-компрессорных труб и насос теплоноситель для снижения вязкости продукции и увеличения ее притока в скважину (патент РФ на полезную модель №132503, 47/02, заявл. 19.04.2013, опубл.20.09.2013). Она включает колонны насосно-компрессорных труб и полых штанг, два насоса разного диаметра, плунжеры которых соединены полым штоком, боковой приемный клапан верхнего насоса и хвостовик, спущенный до интервала перфорации скважины. Закачка теплоносителя производится с устья в колонну насосно-компрессорных труб и далее через насосы и хвостовик поступает на забой скважины. Продукция пласта поступает на поверхность по колонне полых штанг. Установка обладает недостатком, состоящим в больших потерях тепла при закачке теплоносителя в колонну насосно-компрессорных труб.Known downhole rod pumping unit for the production of heavy, high-viscosity oils, which allows pumping to the bottom of the well through a tubing string and a coolant pump to reduce the viscosity of the product and increase its flow into the well (RF patent for utility model No. 132503, 47/02, Appl. 04/19/2013, published 09/20/2013). It includes strings of tubing and hollow rods, two pumps of different diameters, the plungers of which are connected by a hollow rod, a side intake valve of the upper pump and a liner lowered to the perforation interval of the well. The coolant is injected from the mouth into the tubing string and then through the pumps and the liner it enters the bottom of the well. The production of the formation is brought to the surface through a string of hollow rods. The installation has the disadvantage of large heat losses when the coolant is injected into the tubing string.
Наиболее близкой по технической сущности к предполагаемому изобретению является штанговая насосная установка для добычи высоковязкой нефти (Патент РФ на полезную модель №141835, 47/02, заявл. 21.01.2014, опубл. 20.06.2014). Установка позволяет закачивать теплоноситель в колонну полых штанг на устье с помощью гибкого рукава высокого давления и снижать тем самым потери тепла в околоскважинное пространство. Установка включает колонны насосно-компрессорных труб и полых штанг, два насоса разного диаметра, плунжеры которых соединены полым штоком, боковой приемный клапан верхнего насоса, вертикальный канал внутри плунжера верхнего насоса, хвостовик, спущенный до забоя скважины. Нагнетательный клапан верхнего насоса расположен внутри вертикального канала его плунжера. Однако установка обладает существенными недостатками, состоящими в необходимости использования двух насосов и выполнения всасывающего клапана верхнего насоса боковым. Все это усложняет конструкцию установки, увеличивает нагрузки на оборудование и снижает надежность его работы. Указанную установку можно взять в качестве прототипа.The closest in technical essence to the proposed invention is a sucker-rod pumping unit for the production of high-viscosity oil (RF Patent for utility model No. 141835, 47/02, applied on January 21, 2014, published on June 20, 2014). The unit makes it possible to pump coolant into the hollow rod string at the wellhead using a flexible high-pressure hose and thereby reduce heat loss to the near-wellbore space. The installation includes strings of tubing and hollow rods, two pumps of different diameters, the plungers of which are connected by a hollow rod, a side intake valve of the upper pump, a vertical channel inside the upper pump plunger, a liner lowered to the bottom of the well. The discharge valve of the upper pump is located inside the vertical channel of its plunger. However, the installation has significant drawbacks, consisting in the need to use two pumps and to make the suction valve of the upper pump side. All this complicates the design of the installation, increases the load on the equipment and reduces the reliability of its operation. The specified installation can be taken as a prototype.
Техническими результатами заявляемого изобретения являются упрощение конструкции и повышение надежности работы штанговой насосной установки.The technical results of the claimed invention are to simplify the design and increase the reliability of the sucker rod pumping unit.
Поставленный технический результат решается описываемой штанговой насосной установкой для добычи высоковязких и парафинистых нефтей, содержащим колонны насосно-компрессорных труб и полых штанг, вставной насос со штоком и замковой опорой, хвостовик, опущенный до забоя и закрепленный к колонне насосно-компрессорных труб.The set technical result is solved by the described rod pumping unit for the production of high-viscosity and paraffinic oils, containing tubing strings and hollow rods, a plug-in pump with a rod and a lock support, a liner lowered to the bottom and fixed to the tubing string.
Новым является то, что колонна полых штанг соединена со штоком вставного насоса с помощью переводной муфты, а в нижней части колонны полых штанг выполнены каналы, соединяющие полости колонн насосно-компрессорных труб и полых штанг.What is new is that the hollow rod string is connected to the plug-in pump rod by means of a transfer sleeve, and in the lower part of the hollow rod string there are channels connecting the cavities of the tubing strings and hollow rods.
Предлагаемое изображение поясняется чертежами, где:The proposed image is illustrated by drawings, where:
- на фиг. 1 схема установки при добыче скважинной продукции;- in Fig. 1 scheme of the installation for the production of well products;
- на фиг. 2 - схема установки при тепловой обработке.- in Fig. 2 - scheme of installation during heat treatment.
В скважину 1 на колоннах насосно-компрессорных труб 2 и полых штанг 3 спущен вставной насос со штоком 4, соединенным с плунжером 5, расположенным в цилиндре насоса 6. В плунжере 5 и цилиндре насоса 6 размещены соответственно нагнетательный 7 и всасывающий 8 клапаны. Шток 4 насоса сочленен с колонной полых штанг с помощью переводной муфты 9. В нижней части колонны полых штанг 3 выполнены каналы 10, соединяющие полости колонн насосно-компрессорных труб 2 и полых штанг 3. К колонне насосно-компрессорных труб труб 2 снизу соединен хвостовик 11, опущенный до забоя. На устье скважины колонна полых штанг 3 с помощью задвижки 12 соединена с гибким рукавом высокого давления (на фиг. не показан). Колонна насосно-компрессорных труб 2 через задвижку 13 соединена с коллектором. В нижней части колонны насосно-компрессорных труб 2 расположена опора 14 конусной формы, а на корпусе насоса установлена аналогичная ответная опора 15 (фиг. 2), образующие в целом замковую опору вставного насоса.An insert pump with a rod 4 connected to a
Работа штанговой насосной установки состоит в следующем.The operation of the rod pumping unit is as follows.
Сначала в скважину 1 спускают колонну насосно-компрессорных труб 2 с хвостовиком 11. Далее в колонну труб 2 на колонне полых штанг 3 спускают вставной насос в сборе со штоком 4 и переводной муфтой 9. Опора 15 своей конусной частью входит в конусную часть ответной опоры 14 и герметизирует кольцевое пространство между насосом и трубами колонны 2. В процессе работы насоса пластовая жидкость поступает в хвостовик 11, далее откачивается плунжером 5 насоса в колонну насосно-компрессорных труб 2 и через задвижку 13 поступает в коллектор.First, a string of
При необходимости тепловой обработки скважину останавливают и приподнимают колонну полых штанг на величину, достаточную для отрыва опоры 15 от опоры 14 (фиг. 2). При этом между корпусом насоса и трубами колонны 2 образуется кольцевая щель. После этого в колонну полых штанг 3 производят закачку теплоносителя. Теплоноситель далее выходит из колонны полых штанг в колонну насосно-компрессорных труб 2 через каналы 10 и через образовавшуюся кольцевую щель между насосом и трубами колонны 2 поступает на забой скважины через хвостовик 11.If heat treatment is necessary, the well is stopped and the string of hollow rods is raised by an amount sufficient to separate the
После прогрева призабойной зоны пласта колонну полых штанг опускают и опора 15 за счет веса колонны полых штанг герметично прижмется к опоре 14. После запуска установки в работу добыча жидкости продолжительное время будет производиться с увеличенным дебитом и сниженными нагрузками на оборудование благодаря снижению вязкости продукции пласта.After the bottomhole formation zone is warmed up, the hollow rod string is lowered and the
Прогрев скважины теплоносителем производится и при отложениях парафина в колонне насосно-компрессорных труб 2. В этом случае частичный подъем колонны полых штанг 2 с целью образования кольцевой щели, а также остановка насоса не производятся. Закачиваемый в полые штанги теплоноситель выходит в колонну труб 2 через каналы 10 и, смешиваясь с добываемой продукцией, откачивается в коллектор. При этом происходят расплавление и унос парафина со стенок колонны труб 2 и внешней поверхности полых штанг 3.The well is also heated with a coolant when paraffin is deposited in the
Технико-экономическим преимуществом предложенного решения является упрощение конструктивного исполнения насосной установки и повышение надежности его работы. Установка позволяет также доставлять теплоноситель с помощью хвостовика на забой скважины с горизонтальным окончанием благодаря возможности использования труб малого диаметра хвостовика.The technical and economic advantage of the proposed solution is to simplify the design of the pumping unit and increase the reliability of its operation. The unit also makes it possible to deliver the coolant with the help of a liner to the bottom of a well with a horizontal ending due to the possibility of using small-diameter pipes of the liner.
Claims (1)
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2779282C1 true RU2779282C1 (en) | 2022-09-05 |
Family
ID=
Citations (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU726313A1 (en) * | 1977-12-26 | 1980-04-05 | Волгоградский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Deep-well pumping unit for oil extraction |
SU1138482A1 (en) * | 1983-07-13 | 1985-02-07 | Центральная научно-исследовательская лаборатория Производственного объединения "Укрнефть" | Deep-well rod-type pumping unit |
SU1447013A1 (en) * | 1985-07-08 | 1996-05-10 | Печорский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Heavy-current diode with magnetic insulation |
CA2278827A1 (en) * | 1999-07-23 | 2001-01-23 | Jianshe James Wang | Single string reciprocating pump system |
RU2244162C1 (en) * | 2003-04-17 | 2005-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil-well sucker rod pump |
RU92916U1 (en) * | 2009-12-14 | 2010-04-10 | Владимир Васильевич Кунеевский | HOSE PUMP FOR HIGH VISCOUS OIL PRODUCTION |
RU2436997C1 (en) * | 2010-05-31 | 2011-12-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная фирма Кубаньнефтемаш" | Locking support of insert borehole pump |
RU141835U1 (en) * | 2014-01-21 | 2014-06-20 | Асгар Маратович Валеев | HOSE PUMP UNIT FOR PRODUCING HIGH-VISCOUS OIL |
RU149166U1 (en) * | 2014-04-14 | 2014-12-20 | Игорь Иванович Мамаев | Borehole PUMP PUMP |
Patent Citations (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU726313A1 (en) * | 1977-12-26 | 1980-04-05 | Волгоградский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Deep-well pumping unit for oil extraction |
SU1138482A1 (en) * | 1983-07-13 | 1985-02-07 | Центральная научно-исследовательская лаборатория Производственного объединения "Укрнефть" | Deep-well rod-type pumping unit |
SU1447013A1 (en) * | 1985-07-08 | 1996-05-10 | Печорский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Heavy-current diode with magnetic insulation |
CA2278827A1 (en) * | 1999-07-23 | 2001-01-23 | Jianshe James Wang | Single string reciprocating pump system |
RU2244162C1 (en) * | 2003-04-17 | 2005-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil-well sucker rod pump |
RU92916U1 (en) * | 2009-12-14 | 2010-04-10 | Владимир Васильевич Кунеевский | HOSE PUMP FOR HIGH VISCOUS OIL PRODUCTION |
RU2436997C1 (en) * | 2010-05-31 | 2011-12-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная фирма Кубаньнефтемаш" | Locking support of insert borehole pump |
RU141835U1 (en) * | 2014-01-21 | 2014-06-20 | Асгар Маратович Валеев | HOSE PUMP UNIT FOR PRODUCING HIGH-VISCOUS OIL |
RU149166U1 (en) * | 2014-04-14 | 2014-12-20 | Игорь Иванович Мамаев | Borehole PUMP PUMP |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US6755628B1 (en) | Valve body for a traveling barrel pump | |
US11125054B2 (en) | Heating and anti-waxing apparatus and device for reducing viscosity under the oil well pump | |
RU2361115C1 (en) | Bottomhole pump set for product lifting along well flow string | |
RU2779282C1 (en) | Rod pumping unit for the extraction of high-viscosity and paraffinic oils | |
RU144119U1 (en) | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS (OPTIONS) | |
CN207297303U (en) | One kind has bar lifting whole process to go out liquid oil well pump | |
US2166612A (en) | Pump | |
CN105697344A (en) | Large-diameter oil inlet valve type hydraulic feedback viscous oil pump | |
RU2713290C1 (en) | Well pumping unit for simultaneous separate operation of two formations | |
RU132503U1 (en) | Borehole PUMP PUMP UNIT FOR PRODUCING HEAVY HIGH-VISCOUS OILS | |
RU2716998C1 (en) | Downhole sucker-rod pump for production of high-viscosity oil | |
US6193483B1 (en) | Full flow tubing stationary valve pump apparatus | |
RU2644797C1 (en) | Oil well pump | |
CN106894798B (en) | Oil extraction system and oil production method | |
CN113137210A (en) | Gas well oil-free pipe hollow oil well pump full life cycle liquid and gas drainage device and method | |
RU2430270C2 (en) | Sucker-rod pump unit for simultaneous-separate extraction of oil from two reservoirs | |
RU2175402C1 (en) | Sucker-rod pumping plant | |
RU59164U1 (en) | HYDRAULIC BOREHOLE PUMP UNIT | |
CN206158937U (en) | Thick pump is taken out to tubular | |
RU84057U1 (en) | DIFFERENTIATED Borehole PUMP PUMP WITH MOBILE CYLINDER FOR PRODUCTION OF HIGH VISCOUS OIL | |
RU2726013C1 (en) | Well pumping unit for simultaneous separate operation of two formations | |
US3148629A (en) | Deep well pump for viscous oil | |
US2319749A (en) | Bore hole pump | |
US2672815A (en) | Apparatus for pumping viscous crude | |
RU141835U1 (en) | HOSE PUMP UNIT FOR PRODUCING HIGH-VISCOUS OIL |