SU992818A1

SU992818A1 - Well pumping unit

Info

Publication number: SU992818A1
Application number: SU813341166A
Authority: SU
Inventors: Шафагат Фахразиевич Тахаутдинов; Рафагат Габделвалиевич Габдуллин; Илгизар Фахразиевич Шарапов; Гаян Басырович Зайнетдинов
Original assignee: Нефтегазодобывающее Управление "Джалильнефть"
Priority date: 1981-09-21
Filing date: 1981-09-21
Publication date: 1983-01-30

Description

Изобретение касаетс техники дл добычи нефти, в частности скважинных насосных установок, и предназначено дл перекрыти скважины при производстве ремонтных работ в нефтедобывающей промышленности.The invention relates to technology for the extraction of oil, in particular well pumping installations, and is intended to shut off the well during the production of repair work in the oil industry.

Известна скважинна насосна установка , содержаща забойный отсекатель с камерой и клапаном, штанговый насос, имеющий цилиндр с всасывающим клапаном и размещенный в нем полый плунжер с нагнетательным клапаном 1.A well-known pumping installation, comprising a downhole chopper with a chamber and a valve, a sucker-rod pump, having a cylinder with a suction valve and a hollow plunger disposed therein with a pressure valve 1.

Недостатками известной скважинной насосной установки вл ютс сложность конструкции и св занное с этим отсутствие возможности проведени исследований в скважине.The disadvantages of the well-known downhole pumping unit are the complexity of the design and the associated inability to conduct studies in the well.

Цель изобретени - упрощение конструкции .The purpose of the invention is to simplify the design.

Указанна цель достигаетс тем, что камера забойного ртсекател установлена под всасывающим клапаном, нижн часть цилиндра снабжена аксиально расположенным карманом, а плунжер - радиальным каналом, выполненным со стороны кармана и расположенным с возможностью сообщени последнего с внутренней полостью плунжера, и толкателем дл взаимодействи с запорным элементом всасывающего клапана , причем клапан забойного отсекател выполнен двустороннего действи .This goal is achieved by the fact that the chamber of the bottomhole sealer is installed under the suction valve, the lower part of the cylinder is provided with an axially located pocket, and the plunger is equipped with a radial channel made from the side of the pocket and arranged to communicate with the internal cavity of the plunger, and the plunger to interact with the locking element the suction valve, and the valve bottomhole valve is made of a bilateral action.

На фиг.1 схематично изображена 5 насосна установка в режиме добычи нефти, общий вид,- на фиг. 2 - то же при проведении ремонтных работ.FIG. 1 shows schematically 5 a pump installation in an oil production mode, a general view, in FIG. 2 - the same when carrying out repairs.

Скважинна насосна установка содержит забойный отсекатель 1 с каме10 рой 2 и клапаном 3, а также штанговый насос 4, име.-щий цилиндр 5 со всасывающим клапаном 6 и размещенный в нем полый плунжер 7 с нагнетательным клапаном 8. Нижн часть цилиндра 5 снабжена аксиально расположен15 ным карманом 9, а полый плунжер радиальным каналом 10, выполненным со стороны кармана 9 и расположенным с возможностью сообщени последнего 20 с внутренней полостью плунжера 7, а также толкателем 11 дл взаимодействи с запорным элементом 12 всасывающего клапана 6. Клапан 3 забойного отсекател 1 выполнен двустороннего действи .The well pumping installation contains a bottomhole cutter 1 with a chamber 2 and a valve 3, as well as a sucker-rod pump 4 having a cylinder 5 with a suction valve 6 and a hollow plunger 7 disposed therein with a discharge valve 8. The lower part of the cylinder 5 is axially located 15 pocket 9, and a hollow plunger with a radial channel 10, made on the side of the pocket 9 and arranged to communicate the latter 20 with the internal cavity of the plunger 7, as well as the pusher 11 to interact with the locking element 12 of the suction valve 6. Klapa 3 bottomhole fireproof 1 is double-acting.

2525

Цилиндр 5 насоса совместно с забойным oтcekaтeлeм 1 спускают в скважину 13 на колонне насосных труб 14, предварительно присоединив хвостовик 15 к корпусу 16 клапана 3 забойного The cylinder 5 of the pump together with the bottomhole assembly 1 is lowered into the well 13 on the column of pumping pipes 14, having previously attached the shank 15 to the body 16 of the valve 3 of the bottomhole

30 отсекател 1, а полый шиижор 7 на колонне штанг 17, при этом устье скважины оборудовано устьевьии сальнком 18. Клапан 3 забойного отсекател 1 имеет центральный канал 19 с верхним 20 и нижним 21 седлами и упруго деформируемый запорный элемент 22.30 cutter 1, and a hollow Shizhior 7 on the column of the rod 17, while the wellhead is equipped with a mouth of the packing 18. The valve 3 of the bottomhole cutter 1 has a central channel 19 with the upper 20 and lower 21 seats and an elastically deformable locking element 22.

Устройство работает следующим образом.The device works as follows.

При включении штангового насоса 4 в работу фиг.1) продукци скважины через хвостовик 15, клапаны 3, 6 и 8 и далее по колонне насосных труб 14 поднимаетс на поверхность.When the sucker-rod pump 4 is put into operation in Fig. 1), the production of the well through the shank 15, valves 3, 6 and 8 and further along the string of pump tubes 14 rises to the surface.

При проведении ремонтных работ, например извлечени колонны насосных штанг 17, вышедшего из стро полого плунжера 7 или замены штангового насоса 4, упругодеформируемый элемент 22 продавливают через центральный канал 19 верхнего седла 20, который садитс в нижнее седло 21, перекрывает центральный канал (фиг.2When carrying out repairs, such as removing a column of pumping rods 17, a failed hollow plunger 7 or replacing a sucker rod pump 4, the elastically deformable element 22 is forced through the central channel 19 of the upper saddle 20, which sits in the lower saddle 21, closing the central channel (Fig.

дал этого с помощью подъемного крана или станка - качалки не показаны полый плунжер 7 спускают ниже рабочего положени до упор толкател 11 о запорный элемент 12 всасывающего клапана 6, который под действием удара отскакивает и попадает в карман 9 (фиг.2). При этом одновременно происходит сообщение полости плунжера 7 с полостью кармана 9 цилиндра через радиальный канал 10, по которым проходит при этом .прокачиваема жидкость в полость кор пуса 1б клапана 3 забойного отсекател 1. Жидкость, подаваема в насосно-компрессорные трубы 14 насосным агрегатом не показан), при достижении расчетной величины давлени деформирует и проталкивает запорный элемент 22 через центральный канал 19 верхнего седла 20. После полного выхода запорного элемента 22 канала 19, что отмечаетс резким падением давлени в манометре насосного агрегата , подачу жидкости прекращают, запорный элемент 22 под действием пластового давлени садитс на верхнее седло 16 и, перекрыв центральный канал 19, тем самым исключает доступ скважинной жидкости по колонне насосно-компрессорных труб 14. Скважина готова к ремонтным работам. По окончании ремонтных работ запорный элемент 22 возвращают в исходное положение . Дл этого через задвижку 23 в затрубное пространство скважины прокачивают жидкость насосным агрегатом . По достижении давлени жидкости расчетной величины запорный элемент 22, деформиру сь, проталкивает обратно через центральный канал 19 и после полного его выхода из последнего подачу жидкости прекращают и насос снова запускают в работу.gave it by means of a crane or a pumping unit; the hollow plunger 7 is not shown lowering the working position to the stop pusher 11 on the locking element 12 of the suction valve 6, which bounces under the impact and enters the pocket 9 (Fig. 2). At the same time, the cavity of the plunger 7 communicates with the cavity of the pocket 9 of the cylinder through the radial channel 10, through which fluid is pumped into the cavity of the housing 1b of the valve 3 of the bottomhole cutter 1. The fluid supplied to the tubing 14 by the pump unit is not shown ), upon reaching the design pressure value, deforms and pushes the locking element 22 through the central channel 19 of the upper saddle 20. After the locking element 22 of the channel 19 is completely released, which is marked by a sharp drop in pressure meter pump unit, the fluid flow is stopped, the locking member 22 under the influence of formation pressure is seated on the upper seat 16 and cutting off the central channel 19, thereby preventing access of the wellbore fluid column of tubing 14. The well is ready for repair work. Upon completion of the repair work, the locking element 22 returns to its original position. To do this, a fluid pump is pumped through the valve 23 into the annulus of the well. Upon reaching the fluid pressure of the calculated value, the locking element 22, deforming, pushes back through the central channel 19 and after it is completely out of the latter, the fluid supply is stopped and the pump is started again.

При этом в качестве продавочной жидкости можно использовать не загр н ющие продуктивный пласт жидкости, например гидрофобно-эмульсионные растворы.In this case, non-contaminating fluids, such as hydrophobic-emulsion solutions, can be used as the squeezing fluid.

При необходимости проведени повторных ремонтных работ, описанные операции повтор ют.If repeated repairs are necessary, the described operations are repeated.

Предлагаемое изобретение позвол ет упростить конструкцию установки , а также проводить глубинные исследовани в скважине, поскольку затрубное пространство скважины остаетс посто нно открытым дл спуска глубинных приборов. Кроме того, при проведении ремонтных работ устройство исключает процесс глушени скважины задавочными растворами, ухудшающими коллекторские свойства продук . тивного пласта, а также не дополнительной промывки.The present invention allows to simplify the installation design, as well as carry out in-depth studies in the well, since the annulus of the well remains permanently open for lowering the depth tools. In addition, when carrying out repairs, the device eliminates the process of killing the well with choking solutions that deteriorate the reservoir properties of the products. reservoir, as well as no additional flushing.

Claims

1. USSR author's certificate No. 583285, cl. E 21 B 43/00, 1977,

fp (ff. 1

3X1

/ "

7 f

YU

It

20

f

21

3

(PU9.2.