RU2792501C1 - Wellhead stuffing box - Google Patents
Wellhead stuffing box Download PDFInfo
- Publication number
- RU2792501C1 RU2792501C1 RU2022123975A RU2022123975A RU2792501C1 RU 2792501 C1 RU2792501 C1 RU 2792501C1 RU 2022123975 A RU2022123975 A RU 2022123975A RU 2022123975 A RU2022123975 A RU 2022123975A RU 2792501 C1 RU2792501 C1 RU 2792501C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- sealing
- stop
- pressure
- stuffing box
- housing
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающему оборудованию, в частности к сальнику устьевому, и может быть использовано для герметизации штока штангового насоса.The invention relates to oil-producing equipment, in particular to a wellhead stuffing box, and can be used to seal the rod of a sucker-rod pump.
Известен сальник устьевой, который состоит из корпуса, неподвижного уплотнительного узла с нажимным кольцом, крышки с упором, взаимодействующим с нажимным кольцом (см. кн.: Молчанов А.Г. Машины и оборудование для добычи нефти и газа», Москва, Издательский дом Альянс, 2010, с. 147, рис. 5.16). Known wellhead seal, which consists of a body, a fixed sealing unit with a pressure ring, a cover with a stop interacting with the pressure ring (see book: Molchanov A.G. Machines and equipment for oil and gas production, Moscow, Alliance Publishing House , 2010, p. 147, Fig. 5.16).
Недостатками данной конструкции являются недостаточная долговечность работы уплотнительного узла и возможность утечки нефти при нарушении герметичности уплотнительного узла.The disadvantages of this design are the lack of durability of the sealing unit and the possibility of oil leakage in case of leakage of the sealing unit.
Известен также устьевой сальник, содержащий корпус, верхний рабочий и нижний аварийный уплотнительные узлы с нажимными кольцами, установленные с возможностью образования между ними масляной полости, крышку с направляющей втулкой и упором, взаимодействующим с нажимным кольцом рабочего уплотнительного узла (см. Пат. РФ №2205307, МКП F16J 15/18, 2003 г.).Also known is a wellhead stuffing box containing a housing, an upper working and lower emergency sealing units with pressure rings installed with the possibility of forming an oil cavity between them, a cover with a guide sleeve and a stop interacting with the pressure ring of the working sealing unit (see Pat. RF No. 2205307 , MCP F16J 15/18, 2003).
Недостатками данной конструкции являются возможность утечки нефти при нарушении герметичности рабочего или резервного уплотнительного узла, необходимость ручного переключения на резервный или аварийный уплотнительные узлы при нарушении герметичности рабочего уплотнительного узла. Кроме того, установка и демонтаж уплотнительного узла характеризуются значительной трудоемкостью в связи с разборной конструкцией узла.The disadvantages of this design are the possibility of oil leakage in case of violation of the tightness of the working or backup sealing unit, the need for manual switching to the backup or emergency sealing units in case of violation of the tightness of the working sealing unit. In addition, the installation and dismantling of the sealing unit are characterized by significant labor intensity due to the collapsible design of the unit.
Известен устьевой сальник, содержащий корпус, верхний неподвижный рабочий и нижний резервный уплотнительные узлы, включающие размещенные в стаканах с центральным осевым отверстием уплотнительные элементы, нажимные кольца с упором, нижний уплотнительный узел установлен с возможностью ограниченного осевого перемещения между упором корпуса и верхним уплотнительным узлом с образованием камеры переменного объема, снабженной в верхней ее части обратным клапаном и пробкой, установленные в радиальных отверстиях корпуса, корпус снабжен крышкой, установленной с возможностью взаимодействия с нажимным кольцом верхнего уплотнительного узла (см. патент РФ №2669313, МПК Е21В 33/02, опуб. 10.10.2018, бюл. №28), который принят за прототип.Well-known wellhead stuffing box containing a housing, the upper fixed working and lower reserve sealing units, including placed in the cups with a Central axial hole sealing elements, pressure rings with a stop, the lower sealing unit is installed with the possibility of limited axial movement between the housing stop and the upper sealing unit with the formation chamber of variable volume, equipped in its upper part with a check valve and a plug installed in the radial openings of the housing, the housing is equipped with a cover installed with the possibility of interacting with the pressure ring of the upper sealing assembly (see RF patent No. 2669313, IPC E21V 33/02, pub. 10/10/2018, bulletin No. 28), which is taken as a prototype.
Недостатками данной конструкции являются интенсивный износ уплотнительных элементов и возможность утечек нефти вследствие постоянного осевого их поджатия независимо от износа и давления запираемой среды. Кроме того, поджатие уплотнительных элементов верхнего уплотнительного узла регулируется из условия обеспечения герметичности без контроля контактного давления в уплотняемой паре.The disadvantages of this design are the intense wear of the sealing elements and the possibility of oil leaks due to their constant axial preload, regardless of wear and pressure of the medium to be closed. In addition, the preload of the sealing elements of the upper sealing unit is controlled from the condition of ensuring tightness without controlling the contact pressure in the sealed pair.
Целью предлагаемого технического решения является повышение ресурса уплотнительных узлов устьевого сальника.The purpose of the proposed technical solution is to increase the resource of sealing units of the wellhead stuffing box.
Указанная задача достигается тем, что в устьевом сальнике, содержащем корпус, верхний неподвижный рабочий и нижний резервный уплотнительные узлы, включающие размещенные в стаканах с центральным осевым отверстием уплотнительные элементы, нажимные кольца с упором, нижний уплотнительный узел установлен с возможностью ограниченного осевого перемещения между упором корпуса и верхним уплотнительным узлом с образованием камеры переменного объема, снабженной в верхней ее части обратным клапаном и пробкой, размещенные в радиальных отверстиях корпуса, корпус снабжен крышкой, установленной с возможностью взаимодействия с нажимным кольцом верхнего уплотнительного узла, согласно техническому решению, корпус ниже радиальных отверстий снабжен верхним упором, а верхний и нижний уплотнительные узлы - подпружиненными относительно стаканов дистанционными втулками, взаимодействующими с нажимными дисками и установленные с возможностью взаимодействия соответственно с крышкой и верхним упором корпуса при верхнем положении нижнего уплотнительного узла.This task is achieved by the fact that in the wellhead stuffing box containing the body, the upper fixed working and lower reserve sealing units, including sealing elements placed in the cups with a central axial hole, pressure rings with a stop, the lower sealing unit is installed with the possibility of limited axial movement between the body stop and an upper sealing assembly to form a chamber of variable volume, provided in its upper part with a check valve and a plug, placed in the radial openings of the housing, the housing is provided with a cover installed with the possibility of interacting with the pressure ring of the upper sealing assembly, according to the technical solution, the housing below the radial openings is equipped with upper stop, and the upper and lower sealing units - spring-loaded relative to the cups with spacer bushings that interact with the pressure disks and are installed with the possibility of interacting, respectively, with the cover and the upper stop of the housing when check the position of the lower seal assembly.
Дистанционная втулка верхнего уплотнительного узла подпружинена относительно нажимного кольца.The distance sleeve of the upper sealing unit is spring-loaded relative to the pressure ring.
Предлагаемое техническое решение поясняется чертежом.The proposed technical solution is illustrated by the drawing.
На фиг. 1 показана схема предлагаемого устьевого сальника (продольный разрез);In FIG. 1 shows a diagram of the proposed wellhead gland (longitudinal section);
на фиг. 2 - вариант исполнения устьевого сальника;in fig. 2 - version of the wellhead seal;
на фиг. 3 - вариант исполнения устьевого сальника с контролируемым усилием поджатия уплотнительных элементов.in fig. 3 - version of the wellhead stuffing box with a controlled pressing force of the sealing elements.
Устьевой сальник содержит корпус 1 (фиг. 1), в котором соосно установлены верхний (рабочий) 2 и нижний (резервный или аварийный) 3 уплотнительные узлы. Нижний уплотнительный узел 3 установлен с возможностью ограниченного осевого перемещения между упорами 4 и 5 корпуса с образованием камеры 6 переменного объема между уплотнительными узлами 2 и 3. Упоры 4 и 5 выполнены, например, в виде цилиндрического выступа и разрезного пружинного кольца, установленного в кольцевой канавке (на фиг. не указана).The wellhead stuffing box contains a housing 1 (Fig. 1), in which the upper (working) 2 and lower (reserve or emergency) 3 sealing units are installed coaxially. The
Верхний уплотнительный узел 2 установлен неподвижно в корпусе 1 и взаимодействует с упором 7.The
Уплотнительные узлы 2 и 3 содержат установленные в корпусах 8 и 9, выполненных в виде стакана с центральным сквозным отверстием (на фиг. не указаны) ответно полированному штоку 10, уплотнительные элементы 11 и 12. Узлы 2 и 3 снабжены верхними нажимными кольцами 13 и 14 и упорами 15 и 16, установленными с возможностью предварительного поджатия уплотнительных элементов 11 и 12. Уплотнительные элементы 11 верхнего уплотнительного узла 2 выполнены, например, в виде сальниковой набивки, а уплотнительные элементы 12 нижнего узла 3 - в виде манжет. Упоры 15 и 16 выполнены, например, в виде разрезных пружинных колец, установленных в кольцевых канавках (на фиг. не указаны).
Верхний уплотнительный узел зафиксирован неподвижно крышкой 17 посредством дистанционной втулки 18 с возможностью его взаимодействия с нажимным кольцом 13 и с образованием гарантированного осевого зазора (на фиг. не указан) между торцом крышки 17 и корпусом 1, и соединен с корпусом 1 резьбовым соединением. Крышка 17 может снабжаться пыльником (на фиг. не указан) для зачистки полированного шока 10 при его перемещении вниз.The upper sealing unit is fixedly fixed by the
Нижний уплотнительный узел 3 снабжен дистанционной втулкой 19, взаимодействующей с нажимным кольцом 14 и с возможностью взаимодействия с упором 5 корпуса 1.The
Уплотнительные узлы 2 и 3 снабжены, например, уплотнительными кольцами 20 и 21 для герметизации зазора между ними и корпусом 1.
В корпусе 1 между упорами 5 и 7 выполнены, как минимум, два сквозных радиальных отверстия (на фиг. не указаны), снабженные обратным клапаном 22 и пробкой 23. Камера 6 также может быть снабжена, например, манометром 24 или датчиком давления (на фиг. не показан).In the
Корпус 1 снизу соединяется с колонной насосно-компрессорных труб (на фиг. не показана) с образованием полости 25, а шток 10 - с приводом (на фиг. не показан).The
Камера 6 переменного объема заполняется смазкой.
Уплотнительные узлы 2 и 3 (фиг. 2) могут быть снабжены пружинами 26 и 27, установленными между дистанционными втулками 18, 19 и корпусами 8, 9 уплотнительных узлов 2 и 3. Усилие пружин 26 и 27 меньше усилия от давления поднимаемой нефти, действующей снизу на уплотнительные узлы 2 и 3. Усилие от давления среды, действующее на уплотнительные узлы, определяется по следующей формулеThe
где D, d - наружный диаметр корпуса уплотнительного узла и диаметр полированного штока;where D, d - the outer diameter of the body of the sealing unit and the diameter of the polished rod;
р - давление пластовой среды.p is the pressure of the formation medium.
При оснащении узлов 2 и 3 пружинами 26 и 27 часть усилия от давления среды компенсируется пружинами 26 и 27, предотвращая интенсивный износ уплотнительных элементов 11 и 12.When
Верхний уплотнительный узел 2 (фиг. 3) может быть снабжен пружиной 28, размещенной между дистанционной втулкой 18 и нажимным кольцом 13.The upper seal assembly 2 (Fig. 3) can be provided with a
Монтаж и работа сальника устьевого осуществляется следующим образом.Installation and operation of the wellhead stuffing box is carried out as follows.
При сборке уплотнительного узла 2 усилие поджатия уплотнительных элементов 11 устанавливается на минимальном уровне. Усилие поджатия уплотнительных элементов 12 узла 3 выбирается из условия обеспечения герметичности при отсутствии перепада давления под и над уплотнительным узлом 3.When assembling the
При монтаже сальника сначала устанавливается нижний уплотнительный узел 3 с дистанционной втулкой 19 до взаимодействия с упором 4. Камера 6 до уровня пробки 23 заполняется смазкой. Далее устанавливается упор 5, верхний уплотнительный узел 2. Устанавливается крышка 17 с дистанционной втулкой 18 с обеспечением требуемого поджатия уплотнительных элементов 11. Далее через обратный клапан 22 камера 6 может дополняться смазкой. В корпус 1 вворачивается пробка 23.When mounting the stuffing box, the
При возвратно - поступательном движении полированного штока 10 в полости 25 поднимается давление добываемой среды, например, нефти. Под действием перепада давления нижний (аварийный или резервный) уплотнительный узел 3 чуть приподнимается вверх, выравнивая давления в камере 6 и полости 25. Под действием перепада давления верхний рабочий уплотнительный узел 2 приводится в рабочее состояние. Нижний уплотнительный узел 3, на который снизу и сверху действует одинаковое давление, остается в нерабочем положении. Уплотнительные элементы 12 узла 3 взаимодействуют со штоком 10 с небольшим предварительным контактным давлением, установленным из условия обеспечения их герметичности. Так как камера 6 переменного объема заполнена смазкой, износ уплотнительных элементов 11 уплотнительного узла 2 происходит с незначительной интенсивностью. При перемещении штока 10 вверх, часть смазки из камеры 6 может перетекать наружу.With the reciprocating movement of the polished
С уменьшением объема смазки в камере 6 давление в ней снижается. Под действием перепада давления уплотнительный узел 3 перемещается вверх, выравнивая давления в камере 5 и полости 25. Избыточное давление в камере 6, которое фиксируется манометром 24 или датчиком давления (на фиг. не показан), указывает о том, что герметизация штока осуществляется верхним уплотнительным узлом 2.With a decrease in the volume of lubricant in
При дальнейшем перемещении узла 3, когда дистанционная втулка 19 взаимодействует с упором 5, давление в камере 6 снижается. Под действием создавшегося перепада давления уплотнительные элементы 12 узла 3 дополнительно поджимаются дистанционной втулкой 19, увеличивая контактное давление в парах трения. Далее герметизация штока 10 осуществляется нижним резервным уплотнительным узлом 3. При этом показание манометра 24 показывает нулевое давление.With further movement of the
Работа устьевого сальника на фиг. 2 происходит аналогичным образом. При этом оснащение узлов 2 и 3 пружинами 26 и 27 осуществляется при условии превышения усилия давления рабочей среды, определяемой соотношением (1), требуемого усилия поджатия уплотнительных элементов 11 и 12. Часть усилия от давления среды компенсируется пружинами 26 и 27.The operation of the wellhead stuffing box in FIG. 2 happens in a similar way. At the same time,
Работа верхнего уплотнительного узла 2 устьевого сальника на фиг. 3 осуществляется практически при постоянном усилии пожатия уплотнительных элементов 11. Кроме того, при сборке сальника возможна установка требуемого усилия поджатия уплотнительных элементов 11, например, по величине осевого перемещения крышки 17 относительно корпуса 1.The operation of the
При снижении контактного давления в парах трения, например, при износе уплотнительных элементов 11 и штока 10, нажимное кольцо 13 под действием пружины 28 обеспечивает восстановление первоначального контактного давления.When the contact pressure in the friction pairs decreases, for example, when the sealing
Таким образом, предлагаемое устройство позволяет предотвратить утечки нефти через устьевой сальник при нарушении герметичности рабочего уплотнительного узла 2. При потере герметичности рабочего уплотнительного узла 2 в работу автоматически переключается резервный уплотнительный узел 3.Thus, the proposed device makes it possible to prevent oil leakage through the wellhead stuffing box in case of leakage of the working
Имеется возможность контроля давления в камере 6 переменного объема и исправности рабочего уплотнительного узла 2. Работа в среде чистой смазки существенно повышает долговечность верхнего уплотнительного узла 2.It is possible to control the pressure in the
При оснащении между крышкой 17 и нажимным кольцом 13 уплотнительного узла 2 пружиной 28 обеспечивается возможность контроля усилия поджатия уплотнительных элементов 11 и его поддержания в процессе работы уплотнительного узла 2.When equipped between the
Claims (2)
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2792501C1 true RU2792501C1 (en) | 2023-03-22 |
Family
ID=
Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU994687A1 (en) * | 1981-03-27 | 1983-02-07 | за вители | Device for sealing the rod of deep-well pump at wellhead |
US5141052A (en) * | 1991-01-09 | 1992-08-25 | Bump David L | Wellhead stuffing box for polished rod and accessories for same |
RU30384U1 (en) * | 2003-01-17 | 2003-06-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | OILER LUBRICATOR DEVICE |
RU2231621C2 (en) * | 2002-03-26 | 2004-06-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well mouth packer device |
CN202531086U (en) * | 2012-03-22 | 2012-11-14 | 中国石油天然气股份有限公司 | Lubricating type oil sucking machine well mouth polish rod sealing packing case |
RU2473778C1 (en) * | 2011-12-14 | 2013-01-27 | Закрытое акционерное общество "Газтехнология" | Wellhead gland |
CN204691721U (en) * | 2015-05-22 | 2015-10-07 | 克拉玛依胜利高原机械有限公司 | A kind of hermetically-sealed construction having bar production wellhead polished rod |
RU2669313C1 (en) * | 2017-08-07 | 2018-10-10 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" (ГБОУ ВО АГНИ) | Wellhead seal |
Patent Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU994687A1 (en) * | 1981-03-27 | 1983-02-07 | за вители | Device for sealing the rod of deep-well pump at wellhead |
US5141052A (en) * | 1991-01-09 | 1992-08-25 | Bump David L | Wellhead stuffing box for polished rod and accessories for same |
RU2231621C2 (en) * | 2002-03-26 | 2004-06-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well mouth packer device |
RU30384U1 (en) * | 2003-01-17 | 2003-06-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | OILER LUBRICATOR DEVICE |
RU2473778C1 (en) * | 2011-12-14 | 2013-01-27 | Закрытое акционерное общество "Газтехнология" | Wellhead gland |
CN202531086U (en) * | 2012-03-22 | 2012-11-14 | 中国石油天然气股份有限公司 | Lubricating type oil sucking machine well mouth polish rod sealing packing case |
CN204691721U (en) * | 2015-05-22 | 2015-10-07 | 克拉玛依胜利高原机械有限公司 | A kind of hermetically-sealed construction having bar production wellhead polished rod |
RU2669313C1 (en) * | 2017-08-07 | 2018-10-10 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" (ГБОУ ВО АГНИ) | Wellhead seal |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US9206670B2 (en) | Independent dual actuated subsurface safety valve | |
US5538080A (en) | Self aligning stuffing box for pumpjack units | |
WO2007094700A1 (en) | Device for hydraulically protecting a well pump electric motor | |
RU2353812C2 (en) | Device for hydralic protection of well pump electric motor | |
US3471156A (en) | Inflatable packing for stuffing boxes | |
RU2792501C1 (en) | Wellhead stuffing box | |
RU2645106C1 (en) | Device for hydraulic protection of submersible oil-filled electric motor | |
RU2464691C1 (en) | Pump plant drive | |
CA2946521C (en) | Redundant shaft seals in esp seal section | |
US2320589A (en) | Packing assembly | |
RU2669313C1 (en) | Wellhead seal | |
RU116179U1 (en) | MECHANICAL ANCHOR PACKER | |
RU2673824C1 (en) | Wellhead seal | |
RU2655330C1 (en) | Blowout-prevention wellhead stuffing box | |
RU2528474C1 (en) | Universal valve | |
RU2646985C1 (en) | Node for hydraulic protection of the submersible oil-completed electric motor (options) | |
RU2717474C2 (en) | Piston module of device for hydraulic protection of submersible electric motor (embodiments) | |
RU2205307C2 (en) | Casing-head stuffing box | |
RU2020341C1 (en) | Cup seal of polished rod | |
RU2260672C1 (en) | Casing-head stuffing box for sucker-rod pump | |
CN209892141U (en) | Packing box and wellhead assembly | |
RU200376U1 (en) | Stuffing box for plunger pumps | |
US1482141A (en) | Packing structure | |
RU2310071C2 (en) | Lubrication system for telemetering system power supply generator | |
RU2118707C1 (en) | Casing-head stuffing box |