SU1208307A1 - Well hose pump - Google Patents
Well hose pump Download PDFInfo
- Publication number
- SU1208307A1 SU1208307A1 SU843778903A SU3778903A SU1208307A1 SU 1208307 A1 SU1208307 A1 SU 1208307A1 SU 843778903 A SU843778903 A SU 843778903A SU 3778903 A SU3778903 A SU 3778903A SU 1208307 A1 SU1208307 A1 SU 1208307A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- rotary sleeve
- rod
- housing
- cylinder
- valve assembly
- Prior art date
Links
Description
10ten
2020
2525
Изобретение относитс к технике добычи нефти, в частности к скважин- ным штанговым насосам, и может быть использовано в нефтегазодобывающей промьшшенности при откачке пластовых жидкостей из скважин.The invention relates to a technique for oil production, in particular, to well sucker-rod pumps, and can be used in the oil and gas industry when pumping formation fluids from wells.
Цель изобретени - снижение зкс- плуатационных затрат при вьтолнении ремонтных работ путем исключени глушени скважины и повышение производительности ,The purpose of the invention is to reduce operational costs in the implementation of repair work by eliminating well killing and increasing productivity,
На фиг,1 схематично лредставлен скважинный штанговый насос, общий вид; на фиг. 2 - сечение А-Анафиг.1; на фиг.З - развертка фигурньох пазов штока.In FIG. 1, a downhole sucker rod pump is schematically represented, general view; in fig. 2 - section A-Anafig.1; on fig.Z - scan fignoh grooves rod.
Скважинный штанговый насос содержит установленный в корпусе 1 цилиндр 2 с узлом всасывающего клапана 3 и размещенный в цилиндре 2 полый плунжер 4 с нагнетательным клапаном 5, причем узел всасывающего клапана 3 имеет клапанную клетку 6., седло конуса 7 и запорный элемент 8, Узел всасывающего клапана 3 дополнительно снабжен подпружиненным штоком 9 с верхним 10 и нижним 11 р дами фигурных пазов 12, св занным с седлом конуса 7, и заглушенной снизу посредством крышки 13 поворотной втулкой 14 20 с поперечными штифтами 15, попеременно взаимодействующими с фигурными пазами 12 штока, т.е. с верхним 10 и нижним 11 И:х р дами. Поворотна втулка 14.и корпус 1 снабжены выполненными с возможностью разобщени ради-- альными каналами 16. Шток 9 подпру .жинен пружиной 17 и выполнен :кси- рованным от проворота вокруг оси, например имеет квадратное сечение (.). Корпус 1 и поворотна втулка 14 снабжены обводными каналами, соответственно 18 и 19, св зывающими полости поворотной втулки 14 и цилиндра 2. Корпус 1 насоса посредством переводника 20 св зан с колонной насосных труб 21, а плунжер 4 - с .колонной штанг 22.The downhole sucker-rod pump contains a cylinder 2 installed in the housing 1 with a suction valve assembly 3 and a hollow plunger 4 with a pressure valve 5 placed in cylinder 2, the suction valve assembly 3 having a valve cage 6., a cone seat 7 and a locking element 8, a suction valve assembly 3 is additionally provided with a spring-loaded stem 9 with an upper 10 and lower 11 rows of figured grooves 12 connected to the seat of a cone 7 and plugged from below by means of a cover 13 with a rotatable sleeve 14 20 with transverse pins 15 alternately interacting with shaped grooves 12 stock, i.e. with the top 10 and bottom 11 I: x r dami. The rotary bushing 14. and the housing 1 are provided with radial channels 16 that are capable of separating. The rod 9 is spring loaded with a spring 17 and is made: axially rotated around an axis, for example, it has a square cross section (.). The housing 1 and the rotary sleeve 14 are provided with bypass channels 18 and 19 respectively connecting the cavities of the rotary sleeve 14 and the cylinder 2. The pump housing 1 is connected by means of the sub 20 to the column of pump tubes 21, and the plunger 4 is connected to the column rod 22.
Предлагаемый скважинный штанговый насос работает следующим образом.The proposed borehole pump works as follows.
1208307212083072
всасывающего клапана 3 открываетс , происходит процесс всасывани жидкости и заполнение полости цилиндра 2 насоса жидкостью. При всасывании жидкости в полость цилиндра 2 обводные каналы 18 корпуса 1 насоса сообщаютс с обводными каналами 19 поворотной втулки 14. При этом осуществл етс св зь полостей цилиндра 2 и поворотной втулки 14, и жидкость дополнительно поступает в цилиндр насоса,, повыша его производительность.the suction valve 3 is opened, the process of suction of the liquid and the filling of the cavity of the cylinder 2 of the pump with liquid occur. When fluid is sucked into the cavity of the cylinder 2, the bypass channels 18 of the pump housing 1 communicate with the bypass channels 19 of the rotary sleeve 14. In this case, the cavities of the cylinder 2 and the rotary sleeve 14 are connected, and the liquid additionally enters the pump cylinder, increasing its capacity.
В случае проведени ремонта наземного , подземного оборудовани или 15 нри возникновении аварийных ситуаций происходит автоматическое перекрытие колонны насосных труб 2 действием веса колонны штанг 22 на узел всасывающего клапана 3. Дл замены клапана 5 плунжера 4 после остановки насоса закрывают задвижку устьевого сальника, (не показано) и газ стравливают в выкидной нефтепровод (не показан ), затем приступают к подготовительным операци м по штанг 22. Создают нагрузку на узел всасывающего клапана 3, в результате чего втулка 14 поворачиваетс на 90 , перекрыва радиальные 16 и обводные 18 каналы, тем самым происходит герметизаци , пространства колонны насосных труб 21. Никаких работ по глушению скважины не требуетс .In case of repair of ground, underground equipment or 15 in the event of emergency situations, the pump tube string 2 automatically overlaps with the weight of the stem string 22 at the suction valve assembly 3. To replace the valve 5 of the plunger 4 after stopping the pump, close the wellhead seal valve (not shown) and the gas is vented into the discharge pipeline (not shown), then proceed to the preparatory operations for the rods 22. They create a load on the suction valve assembly 3, as a result of which the sleeve 14 rotates 90, ceiling 16 and radial bypass channels 18, thereby sealing occurs, pump column pipes space 21. No work on killing the well is not required.
3535
4040
4545
В случае возникновени аварийных ситуаций, например при обрыве полированного штока (не показан, плунжер 4 под действием веса колонны штанг 22 опускаетс , давит на клапанную клетку 6-узла всасывающего клапана 3, сжимает пруж1шу 17, и шток 9 идет вниз, взаимодейству верхним р дом 10 фигурных пазов 12 с поперечными штифтами 15 поворотной втулки 14. Последн поворачиваетс на 90° и перекрывает радиальные 16 и обводные 19 каналы, герметизиру тем -самым пространство колонны насосных труб 21 и предотвраща излив продукции скважины. После то- , как обрыв полированного штока (или колонны насосных штанг) ликвидировалс , и нагрузка от веса колонны штанг на клапанную Клетку 6 узла всасывающего, клапана 3 исчезло, кла- SS панна клетка 6, узел всасывающего клапана 3 и шток 9 под действием пружины 17 возвращаетс в исходное положение, при этом нижний р д 11In case of emergencies, for example, when a polished rod breaks (not shown, the plunger 4 under the action of the weight of the rod string 22 is lowered, presses the valve cage of the 6-node of the suction valve 3, compresses the spring 17, and the rod 9 goes down, interacting in upper row 10 figured grooves 12 with transverse pins 15 of the rotary sleeve 14. The latter rotates 90 ° and closes the radial 16 and bypass channels 19, sealing it to the very space of the column of pump tubes 21 and preventing the outflow of the well production. The rod has been eliminated, and the load from the weight of the rod string on the valve cell 6 of the suction assembly, valve 3 has disappeared, the SS panel pan 6, the suction valve assembly 3 and the stem 9 have returned to their original position, at the same time the bottom r d 11
5050
При опускании плунжера 4 запорньта элемент 8 узла всасывающего клапана 3 закрываетс и жидкость через нагнетательный клапан 5 поступает в колонну насосных труб 21. Происходит процесс нагнетани . При подъеме плунжера 4 нагнетательн)1й клапан 5 закры- ваетс , а згторныр элемент 8 узла When the plunger 4 is lowered, the screwed-up element 8 of the node of the suction valve 3 is closed and the liquid through the discharge valve 5 enters the column of pump tubes 21. The injection process takes place. When the plunger 4 is raised, the 1st valve 5 is forced to close, and the valve element 8
В случае возникновени аварийных ситуаций, например при обрыве полированного штока (не показан, плунжер 4 под действием веса колонны штанг 22 опускаетс , давит на клапанную клетку 6-узла всасывающего клапана 3, сжимает пруж1шу 17, и шток 9 идет вниз, взаимодейству верхним р дом 10 фигурных пазов 12 с поперечными штифтами 15 поворотной втулки 14. Последн поворачиваетс на 90° и перекрывает радиальные 16 и обводные 19 каналы, герметизиру тем -самым пространство колонны насосных труб 21 и предотвраща излив продукции скважины. После то- , как обрыв полированного штока (или колонны насосных штанг) ликвидировалс , и нагрузка от веса колонны штанг на клапанную Клетку 6 узла всасывающего, клапана 3 исчезло, кла- панна клетка 6, узел всасывающего клапана 3 и шток 9 под действием пружины 17 возвращаетс в исходное положение, при этом нижний р д 11In case of emergencies, for example, when a polished rod breaks (not shown, the plunger 4 under the action of the weight of the rod string 22 is lowered, presses the valve cage of the 6-node of the suction valve 3, compresses the spring 17, and the rod 9 goes down, interacting in upper row 10 figured grooves 12 with transverse pins 15 of the rotary sleeve 14. The latter rotates 90 ° and closes the radial 16 and bypass channels 19, sealing it to the very space of the column of pump tubes 21 and preventing the outflow of the well production. The rod has been eliminated and the load from the weight of the rod string on the valve cell 6 of the suction assembly, valve 3 has disappeared, the valve cage 6, the suction valve assembly 3 and the stem 9 under the action of the spring 17 returns to its original position, this bottom row d 11
3 . ,3 ,
фигурных пазов взаимодействует с поперечными штифтами 15 поворотной втулки 14, но радиапьные 16 и обводные 19 каналы разобщены. Дл сообщени их необходимо повторно создать нагрузку на клапанную клетку 6 узла всасывающего 3 клапана, что приведет к повороту втулки 14 еще на 90°, и тем самым радиальные 16 и обводныеshaped grooves interacts with transverse pins 15 rotary bushings 14, but radial 16 and bypass 19 channels are separated. To communicate them, it is necessary to re-create a load on the valve cage 6 of the suction 3 valve assembly, which will cause the sleeve 14 to rotate by another 90 °, and thereby radial 16 and by-pass
208307208307
19 каналы откроютс . После окончани ремонтных работ необходимо кратковременно нагрузить клапанную клетку 6 весом штанг 22 и сн ть нагрузку, за- г тем отрегулировать длину хода полированного штокаЛприподн ть колонну штанг над клапанной клеткой 6 на 500-600 мм) и пустить насос в работу. 19 channels will open. After the repair work is completed, it is necessary to quickly load the valve cage 6 with the weight of the rods 22 and relieve the load, then adjust the stroke of the polished rod to raise the column of rods above the valve cage 6 by 500-600 mm) and put the pump into operation.
Фиг. гFIG. g
Фиг. 3FIG. 3
iOiO
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU843778903A SU1208307A1 (en) | 1984-08-08 | 1984-08-08 | Well hose pump |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU843778903A SU1208307A1 (en) | 1984-08-08 | 1984-08-08 | Well hose pump |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU1208307A1 true SU1208307A1 (en) | 1986-01-30 |
Family
ID=21134037
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU843778903A SU1208307A1 (en) | 1984-08-08 | 1984-08-08 | Well hose pump |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU1208307A1 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
FR2667905A1 (en) * | 1990-10-11 | 1992-04-17 | Intevep Sa | AUTOMATICALLY ACTUATED INTAKE VALVE ASSEMBLY FOR BOTTOM RECIPROCATING INSERT PUMPS. |
CN106401924A (en) * | 2016-07-28 | 2017-02-15 | 濮阳市科锐机械工程技术有限公司 | Hollow anti-gas oil extraction combination tool |
CN110541809A (en) * | 2019-09-06 | 2019-12-06 | 大连虹桥科技有限公司 | double-acting oil-well pump capable of being filled with oil and draining oil |
-
1984
- 1984-08-08 SU SU843778903A patent/SU1208307A1/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Справочна книга по добыче нефти. Под ред. Ш.К.Гиматудинова. .: Недра, 1974, с. 309-312, рис. УТ11.25. * |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
FR2667905A1 (en) * | 1990-10-11 | 1992-04-17 | Intevep Sa | AUTOMATICALLY ACTUATED INTAKE VALVE ASSEMBLY FOR BOTTOM RECIPROCATING INSERT PUMPS. |
CN106401924A (en) * | 2016-07-28 | 2017-02-15 | 濮阳市科锐机械工程技术有限公司 | Hollow anti-gas oil extraction combination tool |
CN110541809A (en) * | 2019-09-06 | 2019-12-06 | 大连虹桥科技有限公司 | double-acting oil-well pump capable of being filled with oil and draining oil |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US3439740A (en) | Inflatable testing and treating tool and method of using | |
US2121002A (en) | Cement retainer and bridge plug for well casings | |
US5285852A (en) | Wellhead isolation tool and method of use thereof | |
US2403987A (en) | Well flowing apparatus | |
RU2180395C2 (en) | Gear and process of double-zone production from wells | |
US4044829A (en) | Method and apparatus for annulus pressure responsive circulation and tester valve manipulation | |
US3059699A (en) | Well packer and well production apparatus | |
US3468258A (en) | Wire-line suspended electric pump installation in well casing | |
US4388968A (en) | Downhole tool suction screen assembly | |
US2824612A (en) | Means for isolating, treating, and testing a section of well formation | |
US2133730A (en) | Oil production apparatus | |
US6009945A (en) | Oil well tool | |
US2738018A (en) | Oil well treating and production tool | |
US2797642A (en) | 2-zone pump | |
SU1208307A1 (en) | Well hose pump | |
US4412584A (en) | Downhole tool intake port assembly | |
RU2741882C1 (en) | Method for multi-stage cuff cementing of wells | |
RU2255211C1 (en) | Well plant for bed-wise joint-separate feeding and extraction of liquid | |
RU2101463C1 (en) | Packer-type device for selective testing of beds | |
RU2707314C1 (en) | Cup double-side packer | |
US4372387A (en) | Downhole tool with ratchet | |
RU2300668C2 (en) | Pumping block for well operation (variants) | |
US3328040A (en) | Combination stripper and blowout preventer | |
RU2168605C2 (en) | Wellhead equipment | |
RU2101465C1 (en) | Device for cementation of casing string in well |