WO2012044203A1 - Штанговый скважинный насос двойного действия - Google Patents

Штанговый скважинный насос двойного действия Download PDF

Info

Publication number
WO2012044203A1
WO2012044203A1 PCT/RU2011/000709 RU2011000709W WO2012044203A1 WO 2012044203 A1 WO2012044203 A1 WO 2012044203A1 RU 2011000709 W RU2011000709 W RU 2011000709W WO 2012044203 A1 WO2012044203 A1 WO 2012044203A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
plunger
cylinder
discharge valve
rod
inner diameter
Prior art date
Application number
PCT/RU2011/000709
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Владимир Васильевич КУНЕЕВСКИЙ
Дмитрий Витальевич СТРАХОВ
Владимир Борисович ОСНОС
Игорь Михайлович БЕССОНОВ
Original Assignee
Kuneevskiy Vladimir Vasilevich
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Kuneevskiy Vladimir Vasilevich filed Critical Kuneevskiy Vladimir Vasilevich
Priority to CA2812741A priority Critical patent/CA2812741C/en
Priority to US13/876,042 priority patent/US9316222B2/en
Publication of WO2012044203A1 publication Critical patent/WO2012044203A1/ru

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04B—POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS
    • F04B49/00—Control, e.g. of pump delivery, or pump pressure of, or safety measures for, machines, pumps, or pumping installations, not otherwise provided for, or of interest apart from, groups F04B1/00 - F04B47/00
    • F04B49/22—Control, e.g. of pump delivery, or pump pressure of, or safety measures for, machines, pumps, or pumping installations, not otherwise provided for, or of interest apart from, groups F04B1/00 - F04B47/00 by means of valves
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04B—POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS
    • F04B47/00—Pumps or pumping installations specially adapted for raising fluids from great depths, e.g. well pumps

Definitions

  • the invention relates to the oil industry, in particular, to double-acting sucker rod pumps.
  • a double-acting sucker-rod pump consisting of a plunger with a rod and an internal channel and a cylinder with a discharge, suction and additional suction valves.
  • the rod column is hollow, and the cylinder is equipped with a channel, an additional discharge valve and a plunger rod sealing assembly located on top of the cylinder.
  • the under-cavity of the cylinder is configured to communicate with the cavity of the rod string through the discharge valve and the internal cavity of the plunger.
  • the above-plunger cavity of the cylinder is made with the possibility of constant communication with the above-packer space of the well through an additional suction valve, and with the cavity of the lift pipes through an additional discharge valve and channel.
  • the rod string can be connected to the rod of the piston of the rod pump by an automatic coupler (RU 49106 U1).
  • the disadvantages of the known pump are the complexity and low reliability of hoisting operations due to the need for simultaneous descent of the pipe string with a pump and a plunger equipped with a rod, followed by the descent of rods equipped with an auto-coupling for connecting to the plunger. All this requires accurate joining of the rods and the rod, which is carried out as a result of several attempts. At the same time, during the descent, clogging of the coupler or damage when docking with the rod, which requires additional tripping operations to clean or replace the coupler.
  • the known pump is characterized by a low coefficient of performance (Efficiency) due to the high resistance in the upper discharge valve, since it has too small a cross-section due to the installation between the cylinder and the borehole walls. It is also not possible to adjust the productivity of a known pump by adjusting the ratios of volumes of its supra-plunger and sub-plunger cavities during the up and down stroke.
  • the closest analogue is a double-acting sucker-rod pump containing a cylinder having a lower suction valve and connected to the pipe string using an adapter equipped with upper suction and discharge valves, and a hollow plunger placed in the cylinder with the formation of sub-plunger and supra-plunger cavities and the possibility reciprocating movement associated with a hollow rod and having a lower discharge valve (RU 2386018 C1).
  • the disadvantages of the known pump are the complexity and cost of hoisting operations due to the need to simultaneously lower the pipe string with the pump and rods with a plunger placed in the cylinder, which requires the use of drain cranes with a lifting height of less than twice long pipe lengths in the descent column.
  • the known pump is characterized by low efficiency due to the increased resistance in the upper discharge valve, since it has too small a cross-section due to the installation of a distribution sleeve on top between hollow rods placed along the cylinder axis and the walls pipe columns.
  • a well-known pump cannot be used when mixing liquids and to adjust performance by adjusting the ratio of the volumes of its supraplunger and subplunger cavities during the up and down stroke.
  • An object of the present invention is to provide a reliable, easy-to-operate pump with high efficiency and advanced technological capabilities.
  • the technical result achieved by the invention is to reduce the hydraulic resistance of the upper discharge valve, to allow the simultaneous rise of fluid from the supraplunger and subplunger cavities of the cylinder, as well as to adjust the pump capacity by adjusting the ratio of the volumes of its supraplunger and subplunger cavities during the course down and up.
  • FIG. 1 shows a diagram of the proposed pump.
  • FIG. 2 the upper part of the proposed pump when moving the plunger up and the interaction of the stop with the upper discharge valve.
  • the proposed double-acting sucker rod pump contains a cylinder 1 (Fig. 1) having a lower suction valve 2 and connected to the pipe string 3 by means of a sub 4 equipped with upper suction and discharge valves 5.6, and a hollow plunger 7 located in cylinder 1 with the formation of the sub-plunger and supra-plunger cavities 8.9 and the possibility of reciprocating movement associated with the hollow rod 10 and having a lower discharge valve 11.
  • the cylinder 1 is made stepped with a lower stage 12 of larger diameter and vertical henna step 13 of a smaller diameter.
  • a through hole is made in the side wall of the plunger 7 above the lower discharge valve 11 14 for communicating the cavity of the plunger 7 with the chamber 15 formed when it is moved downward in the lower stage 12 of the cylinder 1.
  • the upper stage 13 of the cylinder 1 is made with an inner diameter D smaller than the inner diameter Di of the pipe string 3.
  • Sub 4 is made with an inner diameter D 2 smaller than the inner diameter Di of the pipe string 3, but not smaller than the inner diameter D of the upper stage 13 of the cylinder 1.
  • the upper discharge valve 6 is made in the form of a sleeve located on the rod 10 with the possibility of longitudinal movement along it upward with overpressure and in the supraplunger cavity 9 of the cylinder 1 and moving downward in the liquid under its own weight, and is equipped with a seat 16 formed on the upper inner end of the sub 4. Between the plunger 7 and the upper pressure valve 6 on the rod 10 there is a stop 17, made- interoperable with the upper discharge valve 6.
  • the hollow rod 10 above the upper discharge valve 6 can be communicated with the pipe string 3 through the hole 18.
  • the described pump operates as follows.
  • the plunger 1 can descend into the well the rod on the rods separately from cylinder 1.
  • the upper discharge valve 6 seals in the seat 16 due to the seal 19, and its sliding connection with the rod 10 is sealed by the seals 20.
  • the plunger 7 on the rods is lowered all the way to the bottom of the cylinder 1, which it is fixed by reducing the weight on the wellhead weight indicator (not shown), thereby accurately determining the relative position of the plunger 7 and cylinder 1.
  • the plunger 7 is raised to the required position relative to cylinder 1 and the rods are connected to the wellhead drive (not shown) with Static preparation course L (not following the scheme).
  • rods and plunger 7 through the rod 10 give a reciprocating movement of the wellhead drive.
  • the lower suction valve 2 is closed, and the lower pressure valve 11 is opened and fluid from the subplunger cavity 8 of the cylinder 1 flows into the plunger 7 and from there into the hollow rod 10.
  • the fluid from the well flows through an open the upper suction valve 5 into the supra-plunger cavity 9 of the cylinder 1, while the upper discharge valve 6 is closed.
  • the pump is designed to lift a homogeneous liquid onto the surface (for example, water, oil, flooded oil or products of different formations that allow mixing, etc.), then the thrusts are solid, and when moving the plunger 7 relative to cylinder 1 down the fluid from the hollow rod 10 through the hole 18 through steps into the pipe string 3 and, together with the liquid from the supraplunger cavity 9 of cylinder 1, rises to the surface.
  • a homogeneous liquid onto the surface for example, water, oil, flooded oil or products of different formations that allow mixing, etc.
  • the pump is designed to lift liquids separated by gravitational forces on the surface ((for example, water and oil from a watered formation or products of different layers (not shown) that are not mixed and separated by a packer (not shown)), then use a hollow rod 10 without a hole 18, and the rods are hollow, and the pump is placed in the well so that the upper suction valve 5 communicates with the well above the separation level (for example, above the oil-water contact - VNK or above the reservoir separator) ), and the bottom 2 is lower.
  • the separation level for example, above the oil-water contact - VNK or above the reservoir separator
  • the cylinder 1 from the bottom can be equipped with an extension pipe or a shank with a packer (not shown) connected to the cylinder 1, for example, by a thread 21 and communicated from above with the lower suction valve 2, and from the bottom with the well.
  • a heavier fluid for example, water
  • a lighter fluid for example, oil
  • a lighter fluid for example, oil
  • the maximum productivity V lmax of the supra-plunger strip 9 of cylinder 1 in one working stroke of the plunger 7 is achieved if the installation of the plunger 7 in the cylinder 1 is selected so that the stop 17 does not interact in the top point of the stroke (at top dead center) with the valve 6 and does not force it from the saddle 16, and is determined by the formula:
  • V l max 7r (D 2 - D 3 2 ) -L / 4, [1]
  • D is the inner diameter of the upper stage 13 of cylinder 1, m;
  • L is the length of the stroke of the plunger 7 relative to the cylinder 1, m
  • D is the inner diameter of the upper stage 13 of cylinder 1, m;
  • L is the length of the stroke of the plunger 7 relative to the cylinder 1, m
  • Li is the length of the forced lift from the seat 16 of the valve 6 by the stop 17 when the plunger 7 is in the top dead center of its working stroke, m.
  • the productivity Vj of the supra-plunger cavity 9 of cylinder 1 decreases with an increase in the length Li of the forced lift from the seat 16 of the valve 6 by the stop 17 when the plunger 7 is at the top dead center of its working stroke due to the fact that when the plunger 7 moves down the length Li of the supra-plunger cavity 9 is in communication with the column pipe 3 and before the valve 6 interacts with the seat 16, the vacuum required for pumping the borehole fluid into it through the upper suction valve 5 is not created and, therefore, less fluid is pumped into the pipe string 3, with over- placing the plunger 7 up.
  • the maximum productivity V 2max of the sub- plunger strip 8 of cylinder 1 in one working stroke of the plunger 7 is achieved if the installation of the plunger 7 in the cylinder 1 is selected so that the hole 14 of the plunger 7 does not communicate at the lower point of the stroke (at the bottom dead center) with the camera 15, and is determined by the formula:
  • D is the inner diameter of the upper stage 13 of cylinder 1, m;
  • L is the length of the stroke of the plunger 7 relative to the cylinder 1, m
  • Productivity V 2 of the sub-plunger cavity 8 of cylinder 1 in one working stroke of the plunger 7, if the installation of the plunger 7 in cylinder 1 is selected so that the hole 14 of the plunger 7 communicates at the lower point of the stroke (at the bottom dead center) with the camera 15 and enters into it for a length L 2 (FIG. 1), is determined by the formula:
  • V 2 7c-D 2 - (L - L 2 ) / 4 [4]
  • D is the inner diameter of the upper stage 13 of cylinder 1, m;
  • L is the length of the stroke of the plunger 7 relative to the cylinder 1, m
  • the performance V 2 of the sub-plunger cavity 8 of cylinder 1 decreases with increasing length L 2 of the inlet opening 14 the plunger 7 into the chamber 15 at the bottom dead center due to the fact that when the plunger 7 moves up to the length L 2, the subplunger cavity 8 is communicated with the hollow rod 10 through the chamber 15, the hole 14 and the plunger 7, and until the hole 14 exits the chamber 15, a vacuum is not created in the cavity 8, which is necessary for pumping the borehole fluid through the lower suction valve 2, and, therefore, less fluid is pumped and enters the hollow rod 10 when the plunger 7 moves down.
  • the basic unit for measuring the performance ratios of the supraplunger cavity 9 and the subplunger cavity 8 of cylinder 1 is the ratio of their maximum capacities Vimax KV 2max . Then from the formulas [1] and [3] we obtain the formula:
  • D is the inner diameter of the upper stage 13 of the cylinder 1, m;
  • the base coefficient reflects the operation of the pump when the stop 17 does not interact with the valve 6 at the top dead center, and the hole 14 of the plunger 7 does not communicate with the camera 15 at the bottom dead center.
  • L is the length of the stroke of the plunger 7 relative to the cylinder 1, m
  • Li is the length of the forced lift from the seat 16 of the valve 6 by the stop 17 when the plunger 7 is in the top dead center of its working stroke, m.
  • L is the length of the stroke of the plunger 7 relative to the cylinder 1
  • m L 2 the length of the entrance of the hole 14 of the plunger 7 into the chamber 15 at the bottom dead center, m
  • L is the length of the stroke of the plunger 7 relative to the cylinder 1, m
  • Li is the length of the forced lift from the seat 16 of the valve 6 by the stop 17 when the plunger 7 is in the top dead center of its working stroke, m.
  • the value of the capacities of cavities 9 and 8 shows in what proportion the pump extracts products through the upper suction valve 5 and the lower suction valve 2, respectively.
  • the distance increases its throughput capacity for this cylinder 1 and thereby reduce the hydraulic resistance of the fluid flowing through it (especially for viscous liquids, for example: oil, bitumen, etc.), which does not allow the gas released from the liquid to accumulate and increases the efficiency of the pump.
  • the proposed pump is simple and reliable in operation, has a high efficiency by reducing the hydraulic resistance of the upper discharge valve and has advanced technological capabilities by providing the possibility of simultaneous lifting of fluid from the supraplunger and subplunger cavities of the cylinder, as well as adjusting the pump performance by adjusting leveling ratios of the volumes of its supraplunger and subplunger cavities during the up and down stroke.
  • the invention can be used in the oil industry.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Reciprocating Pumps (AREA)
  • Details Of Reciprocating Pumps (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)

Abstract

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Насос содержит цилиндр с нижним всасывающим клапаном, соединенным с колонной труб при помощи переводника, снабженного верхними всасывающим и нагнетательным клапанами. Полый плунжер размещен в цилиндре с образованием подплунжерной и надплунжерной полостей и связан с полой штангой и имеющий нижний нагнетательный клапан. Цилиндр выполнен ступенчатым. В боковой стенке плунжера выше нижнего нагнетательного клапана выполнено сквозное отверстие для сообщения полости плунжера с камерой, образованной при его перемещении вниз в нижней ступени цилиндра. Верхняя ступень цилиндра выполнена с внутренним диаметром меньшим внутреннего диаметра колонны труб. Верхний нагнетательный клапан выполнен в виде втулки, расположенной на штанге с возможностью продольного перемещения по ней вверх при избыточном давлении в надплунжерной полости цилиндра и перемещения вниз в жидкости под собственным весом, и снабжен седлом. Между плунжером и верхним нагнетательным клапаном на штанге размещен упор, выполненный с возможностью взаимодействия с верхним нагнетательным клапаном.

Description

ШТАНГОВЫЙ СКВАЖИННЫЙ НАСОС
ДВОЙНОГО ДЕЙСТВИЯ Область применения
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к штанговым скважинным насосам двойного действия.
Предшествующий уровень техники
Известен штанговый насос двойного действия, состоящий из плунжера со штоком и внутренним каналом и цилиндра с нагнета- тельным, всасывающим и дополнительным всасывающим клапанами. Колонна штанг выполнена полой, а цилиндр оснащен каналом, допол- нительным нагнетательным клапаном и узлом герметизации штока плунжера, расположенным сверху цилиндра. Подплужерная полость цилиндра выполнена с возможностью сообщения с полостью колонны штанг через нагнетательный клапан и внутреннюю полость плунжера. Надплунжерная полость цилиндра выполнена с возможностью посто- янного сообщения с надпакерным пространством скважины через до- полнительный всасывающий клапан, а с полостью лифтовых труб - через дополнительный нагнетательный клапан и канал. Кроме того, колонна штанг может быть соединена со штоком плунжера штангово- го насоса автосцепом (RU 49106 U1).
Недостатками известного насоса являются сложность и низкая надежность спускоподъемных операций из-за необходимости одно- временного спуска колонны труб с насосом и плунжером, оснащен- ным штоком, с последующим спуском штанг, оснащенных автосце- пом для соединения с плунжером. Все это требует точной стыковки штанг и штока, которая осуществляется в результате нескольких по- пыток. При этом при спуске возможно засорение автосцепа или по- вреждение при стыковке со штоком, что требует дополнительной спускоподъемной операции по очистке или замене автосцепа. Кроме того, известный насос характеризуется низким коэффициентом полез- ного действия (КПД) из-за высокого сопротивления в верхнем нагне- тательном клапане, так как у него слишком малое пропускное сечение из-за установки между цилиндром и стенками скважины. Также не- возможна регулировка производительности известного насоса путем регулировки соотношений объемов его надплунжерной и подплун- жерной полостей при ходе вниз и вверх.
Наиболее близким аналогом является штанговый скважинный насос двойного действия, содержащий цилиндр, имеющий нижний всасывающий клапан и соединенный с колонной труб при помощи переводника, снабженного верхними всасывающим и нагнетательным клапанами, и полый плунжер, размещенный в цилиндре с образовани- ем подплунжерной и надплунжерной полостей и возможностью воз- вратно-поступательного перемещения, связанный с полой штангой и имеющий нижний нагнетательный клапан (RU 2386018 С1).
Недостатками известного насоса являются сложность и дорого- визна спускоподъемных операций из-за необходимости одновремен- ного спуска колонны труб с насосом и штанг с плунжером, размещен- ным в цилиндре, что требует использования спускающих кранов с вы- сотой подъема на менее чем в два раза больших длины труб в спус- каемой колонне. Кроме того, известный насос характеризуется невы- соким КПД из-за повышенного сопротивления в верхнем нагнета- тельном клапане, так как он имеет слишком малое пропускное сече- ние из-за установки сверху распределительной муфты между полыми штангами, размещаемыми по оси цилиндра, и стенками колонны труб. Также, известный насос невозможно использовать при смешении жидкостей и для регулировки производительности путем регулировки соотношений объемов его надплунжерной и подплунжерной полостей при ходе вниз и вверх.
Раскрытие изобретения
Задачей настоящего изобретения является создание надежного, простого в работе насоса с высоким КПД и расширенными техноло- гическими возможностями.
Техническим результатом, достигаемым изобретением, является уменьшение гидравлического сопротивления верхнего нагнетательно- го клапана, обеспечение возможности одновременного подъема жид- кости из надплунжерной и подплунжерной полостей цилиндра, а так- же регулировки производительности насоса путем регулировки соот- ношений объемов его надплунжерной и подплунжерной полостей при ходе вниз и вверх.
Поставленная задача решается, а технический результат дости- гается тем, что в штанговом скважинном насосе двойного действия, содержащем цилиндр, имеющий нижний всасывающий клапан и со- единенный с колонной труб при помощи переводника, снабженного верхними всасывающим и нагнетательным клапанами, и полый плун- жер, размещенный в цилиндре с образованием подплунжерной и над- плунжерной полостей и возможностью возвратно-поступательного перемещения, связанный с полой штангой и имеющий нижний нагне- тательный клапан, согласно изобретения цилиндр выполнен ступенча- тым с нижней ступенью большего диаметра и верхней ступенью меньшего диаметра, в боковой стенке плунжера выше нижнего нагне- тательного клапана выполнено сквозное отверстие для сообщения по- лости плунжера с камерой, образованной при его перемещении вниз в нижней ступени цилиндра, верхняя ступень цилиндра выполнена с внутренним диаметром меньшим внутреннего диаметра колонны труб, переводник выполнен с внутренним диаметром меньшим внут- реннего диаметра колонны труб, но не меньшим внутреннего диамет- ра верхней ступени цилиндра, верхний нагнетательный клапан вы- полнен в виде втулки, расположенной на штанге с возможностью продольного перемещения по ней вверх при избыточном давлении в надплунжерной полости цилиндра и перемещения вниз в жидкости под собственным весом, и снабжен седлом, образованным на верхнем внутреннем торце переводника, причем между плунжером и верхним нагнетательным клапаном на штанге размещен упор, выполненный с возможностью взаимодействия с верхним нагнетательным клапаном.
Поставленная задача решается, а технический результат дости- гается также тем, что полая штанга выше верхнего нагнетательного клапана может быть сообщена с колонной труб.
Краткое описание чертежей
На фиг. 1 представлена схема предлагаемого насоса.
На фиг. 2 - верхняя часть предлагаемого насоса при перемеще- нии плунжера вверх и взаимодействии упора с верхним нагнетатель- ным клапаном.
Лучший вариант осуществления изобретения
Предлагаемый штанговый скважинный насос двойного действия содержит цилиндр 1 (фиг. 1), имеющий нижний всасывающий клапан 2 и соединенный с колонной труб 3 при помощи переводника 4, снаб- женного верхними всасывающим и нагнетательным клапанами 5,6, и полый плунжер 7, размещенный в цилиндре 1 с образованием под- плунжерной и надплунжерной полостей 8,9 и возможностью возврат- но-поступательного перемещения, связанный с полой штангой 10 и имеющий нижний нагнетательный клапан 11. Цилиндр 1 выполнен ступенчатым с нижней ступенью 12 большего диаметра и верхней ступенью 13 меньшего диаметра. В боковой стенке плунжера 7 выше нижнего нагнетательного клапана 11 выполнено сквозное отверстие 14 для сообщения полости плунжера 7 с камерой 15, образованной при его перемещении вниз в нижней ступени 12 цилиндра 1. Верхняя ступень 13 цилиндра 1 выполнена с внутренним диаметром D мень- шим внутреннего диаметра Di колонны труб 3. Переводник 4 выпол- нен с внутренним диаметром D2 меньшим внутреннего диаметра Di колонны труб 3, но не меньшим внутреннего диаметра D верхней сту- пени 13 цилиндра 1. Верхний нагнетательный клапан 6 выполнен в виде втулки, расположенной на штанге 10 с возможностью продоль- ного перемещения по ней вверх при избыточном давлении в надплун- жерной полости 9 цилиндра 1 и перемещения вниз в жидкости под собственным весом, и снабжен седлом 16, образованным на верхнем внутреннем торце переводника 4. Между плунжером 7 и верхним на- гнетательным клапаном 6 на штанге 10 размещен упор 17, выполнен- ный с возможностью взаимодействия с верхним нагнетательным кла- паном 6. Полая штанга 10 выше верхнего нагнетательного клапана 6 может быть сообщена с колонной труб 3 отверстием 18.
Описываемый насос работает следующим образом.
В скважину (не показана) в требуемый интервал установки (не показан) на колонне труб 3 спускают соединенный с ней переводни- ком 4 цилиндр 1 (фиг. 1) с всасывающими клапанами 2,5. При дости- жении соответствующей глубины цилиндр 1 с колонной труб 3 запол- няется скважинной жидкостью через эти клапаны 2,5. Затем в колонну труб 3 спускают плунжер 7 с нагнетательными клапанами 6,11 и по- лой штангой 10 на тягах (не показаны) до вхождения плунжера 7 в цилиндр 1. Благодаря тому, что внутренний диаметр D верхней ступе- ни 13 цилиндра 1 меньше внутреннего диаметра Di колонны труб 3, а внутренний диаметр D2 переводника 4 также меньше внутреннего диаметра Di колонны труб 3, но не меньше внутреннего диаметра D верхней ступени 13 цилиндра 1, плунжер 1 может спускаться в сква- жину на тягах отдельно от цилиндра 1. При этом верхний нагнета- тельный клапан 6 герметично благодаря уплотнению 19 садится в седло 16, а скользящее соединение его со штангой 10 герметизируют уплотнения 20. Плунжер 7 на тягах опускают до упора в нижнюю часть цилиндра 1 , что фиксируется снижением веса на устьевом инди- каторе веса (не показан), тем самым точно определяя взаимное распо- ложение плунжера 7 и цилиндра 1. После чего плунжер 7 приподни- мают в необходимое положение относительно цилиндра 1 и соединя- ют тяги с устьевым приводом (не показан) с рабочим ходом L (не по- казан). Для запуска насоса тягам и плунжеру 7 через штангу 10 при- дают возвратно-поступательное движение устьевым приводом. При перемещении плунжера 7 относительно цилиндра 1 вниз нижний вса- сывающий клапан 2 закрыт, а нижний нагнетательный клапан 11 от- крыт и жидкость из подплунжерной полости 8 цилиндра 1 поступает в плунжер 7 и оттуда в полую штангу 10. Одновременно жидкость из скважины поступает через открытый верхний всасывающий клапан 5 в надплунжерную полость 9 цилиндра 1, при этом верхний нагнета- тельный клапан 6 закрыт. При перемещении плунжера 7 относительно цилиндра 1 вверх верхний всасывающий клапан 5 закрыт, а верхний нагнетательный клапан 6 открыт и жидкость из надплунжерной по- лости 9 цилиндра 1 поступает в колонну труб 3. Одновременно жид- кость из скважины через открытый нижний всасывающий клапан 2 поступает в подплунжерную полость 8 цилиндра 1 , а нижний нагнета- тельный клапан 11 закрыт. Далее циклы повторяются.
Если насос предназначен для подъема на поверхность однород- ной жидкости (например, вода, нефть, обводненная нефть или про- дукция разных пластов, допускающая смешение, и т.д.), тогда тяги используют цельные, а при перемещении плунжера 7 относительно цилиндра 1 вниз жидкость из полой штанги 10 через отверстие 18 по- ступает в колонну труб 3 и вместе с жидкостью из надплунжерной по- лости 9 цилиндра 1 поднимается на поверхность.
Если насос предназначен для подъема на поверхность разде- лившейся за счет гравитационных сил жидкостей ((например, на воду и нефть из обводнившегося пласта или продукции разных пластов (не показаны), не допускающих смешение и разделенных пакером (не по- казан)), то используют полую штангу 10 без отверстия 18, а тяги - по- лые. При этом насос в скважине размещается так, что верхний всасы- вающий клапан 5 сообщается со скважиной выше уровня разделения (например, выше водонефтяного контакта - ВНК или выше пакера, разделяющего пласты), а нижний 2 - ниже. Для гарантированного та- кого расположения насоса цилиндр 1 снизу может быть оснащен уд- линительным патрубком или хвостовиком с пакером (не показаны), соединенным с цилиндром 1, например, резьбой 21 и сообщенным сверху с нижним всасывающим клапаном 2, а снизу - со скважиной. При таком размещении насоса в скважине более тяжелая жидкость (например, вода) или продукция нижнего пласта из нее будет подни- маться на поверхность по полым тягам через нижний всасывающий клапан 2, подплунжерную полость 8, нижний нагнетательный клапан 11, плунжер 7 и полую штангу 10, а более легкая жидкость (например, нефть) или продукция верхнего пласта из скважины будет поднимать- ся на поверхность по колонне труб 3 через верхний всасывающий клапан 5, надплунжерную полость 9 и верхний нагнетательный клапан 6.
Максимальная производительность Vlmax надплунжерной полос- ти 9 цилиндра 1 за один рабочий ход плунжера 7 (один цикл возврат- но-поступательного перемещения) достигается, если установка плун- жера 7 в цилиндре 1 подобрана так, что упор 17 не взаимодействует в верхней точке хода (в верхней мертвой точке) с клапаном 6 и не от- жимает его принудительно от седла 16, и определяется по формуле:
Vl max=7r(D2 - D3 2)-L/4, [1]
где: D - внутренний диаметр верхней ступени 13 цилиндра 1, м;
D3 - наружный диаметр полой штанги 10, м;
L - длина рабочего хода плунжера 7 относительно цилиндра 1, м.
Производительность Vi надплунжерной полости 9 цилиндра 1 за один рабочий ход плунжера 7, если установка плунжера 7 в цилиндре 1 подобрана так, что упор 17 взаимодействует в верхней мертвой точ- ке рабочего хода с клапаном 6 и отжимает его принудительно от седла 16 на длину Li (фиг.2), определяется по формуле:
ν^πφ2- D3 2)-(L - )/4, [2] где: D - внутренний диаметр верхней ступени 13 цилиндра 1 , м;
D3 - наружный диаметр полой штанги 10, м;
L - длина рабочего хода плунжера 7 относительно цилиндра 1, м.
Li - длина принудительного подъема от седла 16 клапана 6 упо- ром 17 при положении плунжера 7 в верхней мертвой точке его рабо- чего хода, м.
То есть производительность Vj надплунжерной полости 9 ци- линдра 1 снижается с увеличением длины Li принудительного подъе- ма от седла 16 клапана 6 упором 17 при положении плунжера 7 в верхней мертвой точке его рабочего хода из-за того, что при ходе плунжера 7 вниз на длину Li надплунжерная полость 9 сообщена с ко- лонной труб 3 и в ней до взаимодействия клапана 6 с седлом 16 не создается разрежения, необходимого для закачки в нее скважинной жидкости через верхний всасывающий клапан 5 и, следовательно, меньше жидкости закачается и поступит в колонну труб 3 при пере- мещении плунжера 7 вверх. Таким образом, увеличивая или уменьшая длину Li можно производительность Vi надплунжерной полости 9 ци- линдра 1 соответственно уменьшать до нуля (когда L=Li - если плун- жер 7 при этом находится в пределах цилиндра 1, перекачка ведется только из подплунжерной полости 8 при отключении из работы над- плунжерной полости 9) или увеличивать до максимальной (когда
Figure imgf000011_0001
- см. формулу[1]) при рабочем ходе плунжера 7.
Максимальная производительность V2max подплунжерной полос- ти 8 цилиндра 1 за один рабочий ход плунжера 7 достигается, если ус- тановка плунжера 7 в цилиндре 1 подобрана так, что отверстие 14 плунжера 7 не сообщается в нижней точке хода (в нижней мертвой точке) с камерой 15, и определяется по формуле:
Figure imgf000011_0002
где: D - внутренний диаметр верхней ступени 13 цилиндра 1, м;
L - длина рабочего хода плунжера 7 относительно цилиндра 1, м.
Производительность V2 подплунжерной полости 8 цилиндра 1 за один рабочий ход плунжера 7, если установка плунжера 7 в цилин- дре 1 подобрана так, что отверстие 14 плунжера 7 сообщается в ниж- ней точке хода (в нижней мертвой точке) с камерой 15 и входит в нее на длину L2 (фиг.1), определяется по формуле:
V2=7c-D2-(L - L2)/4 [4]
где: D - внутренний диаметр верхней ступени 13 цилиндра 1, м;
L - длина рабочего хода плунжера 7 относительно цилиндра 1, м.
L2 - длина входа отверстия 14 плунжера 7 в камеру 15 в нижней мертвой точке, м.
То есть производительность V2 подплунжерной полости 8 ци- линдра 1 снижается с увеличением длины L2 входа отверстия 14 плунжера 7 в камеру 15 в нижней мертвой точке из-за того, что при ходе плунжера 7 вверх на длину L2 подплунжерная полость 8 сообще- на с полой штангой 10 через камеру 15, отверстие 14 и плунжер 7 и до выхода отверстия 14 из камеры 15 в полости 8 не создается разреже- ния, необходимого для закачки скважинной жидкости через нижний всасывающий клапан 2, и, следовательно, меньше жидкости закачает- ся и поступит в полую штангу 10 при движении плунжера 7 вниз. Та- ким образом, увеличивая или уменьшая длину L2 можно производи- тельность V2 подплунжерной полости 8 цилиндра 1 соответственно уменьшать до нуля (когда L=L2 - если плунжер 7 при этом находится в пределах цилиндра 1, перекачка ведется только из надплунжерной полости 9 при отключении из работы подплунжерной полости 8) или увеличивать до максимальной (когда L2=0 - см. формулу[3]) при ра- бочем ходе плунжера 7.
Базовой единицей для измерения соотношений производитель- ностей надплунжерной полости 9 и подплунжерной полости 8 цилин- дра 1 принимают соотношение их максимальных производительно- стей Vimax K V2max. Тогда из формул [1] и [3] получаем формулу:
К = Vlmax/V2max= 1 - (D3/D)2 , [5] где: К - базовый коэффициент соотношений производительностей полостей 9 и 8 - постоянная для каждого из насосов двойного дейст- вия (обычно К = 0,75-0,95);
D - внутренний диаметр верхней ступени 13 цилиндра 1, м;
D3 - наружный диаметр полой штанги 10, м;
Базовый коэффициент отражает работу насоса, когда упор 17 не взаимодействует с клапаном 6 в верхней мертвой точке, а отверстие 14 плунжера 7 не сообщается с камерой 15 в нижней мертвой точке.
Для изменения соотношений производительностей надплунжер- ной полости 9 и подплунжерной полости 8 цилиндра 1 устьевой при- вод останавливают, и тяги в соединении с ним перемещают на необ- ходимую величину соответственно вверх для принудительного подъ- ема клапана 6 упором 17 на длину Li (фиг.2) в верхней мертвой точке или вниз для входа отверстия 14 плунжера 7 в камеру 15 (фиг.1) на длину L2 в нижней мертвой точке. После чего привод опять запускают в работу.
При перемещении тяг вверх соотношение Ki производительно- стей надплунжерной полости 9 и подплунжерной полости 8 цилиндра 1 с учетом принудительного подъема клапана 6 упором 17 и формул [2] и [3] принимает следующий вид:
Ki = Vi/Vimz* = Κ·(1 - Li/L), [6] где: К - базовый коэффициент соотношений производительностей полостей 9 и 8 - постоянная для каждого из насосов двойного дейст- вия (обычно К = 0,75-0,95);
L - длина рабочего хода плунжера 7 относительно цилиндра 1, м.
Li - длина принудительного подъема от седла 16 клапана 6 упо- ром 17 при положении плунжера 7 в верхней мертвой точке его рабо- чего хода, м.
При перемещении тяг вниз соотношение К2 производительно- стей надплунжерной полости 9 и подплунжерной полости 8 цилиндра 1 с учетом входа отверстия 14 плунжера 7 в камеру 15 и формул [1] и [4] принимает следующий вид:
2 = Vlmax/V2 = K/(l - L2/L), [7] где: К - базовый коэффициент соотношений производительностей полостей 9 и 8 - постоянная для каждого из насосов двойного дейст- вия (обычно К = 0,75-0,95);
L - длина рабочего хода плунжера 7 относительно цилиндра 1, м. L2 - длина входа отверстия 14 плунжера 7 в камеру 15 в нижней мертвой точке, м.
Если насос работает с принудительным подъемом от седла 16 клапана 6 упором 17 на длину Li (фиг.2) в верхней мертвой точке и входом отверстия 14 плунжера 7 в камеру 15 (фиг.1) на длину L2 в нижней мертвой точке, то соотношение Кз производительностей над- плунжерной полости 9 и подплунжерной полости 8 цилиндра 1 с уче- том формул [2] и [4] принимает следующий вид:
з = Vi/V2 = Κ·(1 - LT/L)/(1 - L2/L), [8] где: К - базовый коэффициент соотношений производительностей полостей 9 и 8 - постоянная для каждого из насосов двойного дейст- вия (обычно К = 0,75-0,95);
L - длина рабочего хода плунжера 7 относительно цилиндра 1, м.
Li - длина принудительного подъема от седла 16 клапана 6 упо- ром 17 при положении плунжера 7 в верхней мертвой точке его рабо- чего хода, м.
L2 - длина входа отверстия 14 плунжера 7 в камеру 15 в нижней мертвой точке, м.
При регулировке с устья скважины и соответствующих расчетах увеличение L2 или Lj при перемещении вниз (поднятием) или вверх (опусканием) тяг с полой штангой 10 и плунжером 7 относительно со- единения с устьевым приводом на расчетную длину AL приводит к соответствующему уменьшению Li или L2 на эту же на расчетную длину AL.
Исходя из формул [5] - [8] производят регулировку соотноше- ний производительностей полостей 9 и 8.
Соотношение значений Ki, К2 или Кз к процентному распре де- лению производительностей полостей 9 и 8 приведены в таблице. Таблица
Figure imgf000015_0001
Величина производительностей полостей 9 и 8 показывает, в ка- кой пропорции насос добывает продукцию через верхний всасываю- щий клапан 5 и нижний всасывающий клапан 2 соответственно.
Используя табличные данные, можно определить какие значе- ния должны иметь длины L2 (согласно формул [5] и [6]), Li (согласно формул [5] и [7]) или L2 и Li (согласно формул [5] и [8]). Если расчет- ные значения L2, Li или L2 и Li отличаются от значений работающего насоса, то смещением тяги вверх или вниз относительно соединения с устьевым приводом на расчетную длину AL достигают максимального приближения к требуемым соотношениям производительностей по- лостей 9 и 8. Таким образом, можно регулировать соотношение добы- ваемой продукции через верхний всасывающий клапан 5 и нижний всасывающий клапан 2, не поднимая насос на поверхность, что важно при добыче разделившейся жидкости (например, на нефть и воду) или при добыче из разных пластов одним насосом двойного действия.
Благодаря выполнению верхнего нагнетательного клапана 6 в виде втулки, расположенной на штанге 10 с возможностью продоль- ного перемещения по ней, удалость повысить его пропускную спо- собность для данного цилиндра 1 и тем самым снизить гидравличе- ское сопротивление протекающей через него жидкости (особенно для вязких жидкостей, например: нефть, битум и т.п.), что не позволяет скапливаться выделяющемуся из жидкости газу и увеличивает КПД насоса.
Промышленная применимость
Предлагаемый насос прост и надежен в работе, имеет высокий КПД за счет уменьшения гидравлического сопротивления верхнего нагнетательного клапана и обладает расширенными технологически- ми возможностями за счет обеспечения возможности одновременного подъема жидкости из надплунжерной и подплунжерной полостей ци- линдра, а также регулировки производительности насоса путем регу- лировки соотношений объемов его надплунжерной и подплунжерной полостей при ходе вниз и вверх. Изобретение может быть использова- но в нефтедобывающей промышленности.

Claims

Формула изобретения
1. Штанговый скважинный насос двойного действия, содержа- щий цилиндр, имеющий нижний всасывающий клапан и соединенный с колонной труб при помощи переводника, снабженного верхними всасывающим и нагнетательным клапанами, и полый плунжер, раз- мещенный в цилиндре с образованием подплунжерной и надплунжер- ной полостей и возможностью возвратно-поступательного перемеще- ния, связанный с полой штангой и имеющий нижний нагнетательный клапан, отличающийся тем, что цилиндр выполнен ступенчатым с нижней ступенью большего диаметра и верхней ступенью меньшего диаметра, в боковой стенке плунжера выше нижнего нагнетательного клапана выполнено сквозное отверстие для сообщения полости плун- жера с камерой, образованной при его перемещении вниз в нижней ступени цилиндра, верхняя ступень цилиндра выполнена с внутрен- ним диаметром меньшим внутреннего диаметра колонны труб, пере- водник выполнен с внутренним диаметром меньшим внутреннего диаметра колонны труб, но не меньшим внутреннего диаметра верх- ней ступени цилиндра, верхний нагнетательный клапан выполнен в виде втулки, расположенной на штанге с возможностью продольного перемещения по ней вверх при избыточном давлении в надплунжер- ной полости цилиндра и перемещения вниз в жидкости под собствен- ным весом, и снабжен седлом, образованным на верхнем внутреннем торце переводника, причем между плунжером и верхним нагнетатель- ным клапаном на штанге размещен упор, выполненный с возможно- стью взаимодействия с верхним нагнетательным клапаном.
2. Насос по п.1, отличающийся тем, что полая штанга выше верхнего нагнетательного клапана сообщена с колонной труб.
PCT/RU2011/000709 2010-09-27 2011-09-14 Штанговый скважинный насос двойного действия WO2012044203A1 (ru)

Priority Applications (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CA2812741A CA2812741C (en) 2010-09-27 2011-09-14 Double-action sucker-rod well pump
US13/876,042 US9316222B2 (en) 2010-09-27 2011-09-14 Double-action sucker-rod well pump

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2010139395/06A RU2436996C1 (ru) 2010-09-27 2010-09-27 Штанговый скважинный насос двойного действия
RU2010139395 2010-09-27

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2012044203A1 true WO2012044203A1 (ru) 2012-04-05

Family

ID=45404387

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2011/000709 WO2012044203A1 (ru) 2010-09-27 2011-09-14 Штанговый скважинный насос двойного действия

Country Status (4)

Country Link
US (1) US9316222B2 (ru)
CA (1) CA2812741C (ru)
RU (1) RU2436996C1 (ru)
WO (1) WO2012044203A1 (ru)

Families Citing this family (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2498058C1 (ru) * 2012-06-01 2013-11-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Установка скважинная штанговая насосная для закачки воды в пласт
US10151182B2 (en) * 2013-02-22 2018-12-11 Samson Pump Company, Llc Modular top loading downhole pump with sealable exit valve and valve rod forming aperture
US10378532B2 (en) * 2015-06-17 2019-08-13 Baker Huges, A Ge Company, Llc Positive displacement plunger pump with gas escape valve
US10132312B1 (en) 2017-07-26 2018-11-20 Dale Hankins Superimposed standing valve
RU2654559C1 (ru) * 2017-08-08 2018-05-21 Общество с Ограниченной Ответственностью "Региональный научно-технологический центр Урало-Поволжья" ООО "РНТЦ Урало-Поволжья" Штанговый глубинный поршневой насос
RU2696837C1 (ru) * 2018-06-01 2019-08-06 Общество с ограниченной ответственностью "Региональный научно-технологический центр Урало-Поволжья", ООО "РНТЦ Урало-Поволжья" Штанговый глубинный поршневой насос
US10519949B1 (en) 2018-10-26 2019-12-31 Dale Hankins Superimposed standing valve
RU189401U1 (ru) * 2018-11-07 2019-05-21 Чертенков Михаил Васильевич Штанговый скважинный насос двойного действия
CN112065697B (zh) * 2020-10-23 2024-05-24 山东威马泵业股份有限公司 一种双通道滑阀全程抽油泵及专用滑阀

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4332533A (en) * 1979-09-13 1982-06-01 Watson International Resources, Ltd. Fluid pump
RU2096660C1 (ru) * 1995-09-26 1997-11-20 Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр "Нефтегазтехнология" Скважинный штанговый насос
RU2289724C1 (ru) * 2005-06-10 2006-12-20 Гаптенур Исхакович Сабиров Штанговый насос
CN201090415Y (zh) * 2007-10-10 2008-07-23 大庆油田有限责任公司 可自动泄油的短泵筒长柱塞管式抽油泵
RU2386018C1 (ru) * 2008-11-24 2010-04-10 Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") Установка штанговая насосная для добычи нефти при одновременной раздельной эксплуатации одной скважиной двух пластов

Family Cites Families (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2289401A (en) * 1941-03-24 1942-07-14 Smith Corp A O Submersible pumping unit
US3594103A (en) * 1970-01-08 1971-07-20 United States Steel Corp Subsurface pump and method
US3861471A (en) * 1973-09-17 1975-01-21 Dresser Ind Oil well pump having gas lock prevention means and method of use thereof
US5104301A (en) * 1991-02-27 1992-04-14 Shell Western E&P Inc. Sucker rod pump
US6273690B1 (en) * 1999-06-25 2001-08-14 Harbison-Fischer Manufacturing Company Downhole pump with bypass around plunger
CA2775109C (en) * 2009-09-30 2016-03-22 Conocophillips Company Double string pump for hydrocarbon wells
RU2440513C1 (ru) * 2010-09-29 2012-01-20 Ривенер Мусавирович Габдуллин Скважинный штанговый насос

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4332533A (en) * 1979-09-13 1982-06-01 Watson International Resources, Ltd. Fluid pump
RU2096660C1 (ru) * 1995-09-26 1997-11-20 Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр "Нефтегазтехнология" Скважинный штанговый насос
RU2289724C1 (ru) * 2005-06-10 2006-12-20 Гаптенур Исхакович Сабиров Штанговый насос
CN201090415Y (zh) * 2007-10-10 2008-07-23 大庆油田有限责任公司 可自动泄油的短泵筒长柱塞管式抽油泵
RU2386018C1 (ru) * 2008-11-24 2010-04-10 Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") Установка штанговая насосная для добычи нефти при одновременной раздельной эксплуатации одной скважиной двух пластов

Also Published As

Publication number Publication date
US9316222B2 (en) 2016-04-19
US20130195702A1 (en) 2013-08-01
CA2812741A1 (en) 2012-04-05
CA2812741C (en) 2015-05-12
RU2436996C1 (ru) 2011-12-20

Similar Documents

Publication Publication Date Title
WO2012044203A1 (ru) Штанговый скважинный насос двойного действия
US4540348A (en) Oilwell pump system and method
RU85547U1 (ru) Установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов
RU106650U1 (ru) Скважинная штанговая насосная установка
RU49573U1 (ru) Насосная установка для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов в скважине (варианты)
RU133191U1 (ru) Установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов
RU108506U1 (ru) Штанговый скважинный насос двухстороннего действия
RU2358156C1 (ru) Установка для одновременно-раздельной эксплуатации трех пластов
RU135018U1 (ru) Скважинный штанговый насос для добычи нефти и газа
RU65957U1 (ru) Устройство для ремонта обсадной колонны в скважине
CN203114260U (zh) 一种双煤层分层控压联合排采装置
CN2758522Y (zh) 液压启动稠油增效泵
RU95368U1 (ru) Дифференциальный штанговый насос
RU55894U1 (ru) Гидравлический привод скважинного насоса
CN220118291U (zh) 一种排量随地层供液变化的防砂卡变排量抽油泵
CN220118289U (zh) 一种变排量抽油泵
CN220354018U (zh) 一种防砂卡变排量抽油泵
RU2578093C1 (ru) Установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов
RU97436U1 (ru) Установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине
CN220118293U (zh) 一种防垢反馈抽油泵
RU2059883C1 (ru) Штанговая насосная установка
US9458706B2 (en) Method of lifting oil from a well
RU70321U1 (ru) Глубинный дифференциальный штанговый насос для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов
RU136853U1 (ru) Установка для одновременной или раздельной эксплуатации двух пластов
RU110430U1 (ru) Скважинный штанговый насос для добычи вязкой нефти

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 11829667

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2812741

Country of ref document: CA

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 13876042

Country of ref document: US

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 11829667

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1