WO2015187057A1 - Downhole sucker rod pump assembly (variants) - Google Patents

Downhole sucker rod pump assembly (variants) Download PDF

Info

Publication number
WO2015187057A1
WO2015187057A1 PCT/RU2015/000331 RU2015000331W WO2015187057A1 WO 2015187057 A1 WO2015187057 A1 WO 2015187057A1 RU 2015000331 W RU2015000331 W RU 2015000331W WO 2015187057 A1 WO2015187057 A1 WO 2015187057A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
rod
pump
wellhead
downhole
polished
Prior art date
Application number
PCT/RU2015/000331
Other languages
French (fr)
Russian (ru)
Inventor
Ривенер Мусавирович ГАБДУЛЛИН
Original Assignee
Ривенер Мусавирович ГАБДУЛЛИН
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 Ривенер Мусавирович ГАБДУЛЛИН filed Critical Ривенер Мусавирович ГАБДУЛЛИН
Priority to US15/315,602 priority Critical patent/US20170191477A1/en
Publication of WO2015187057A1 publication Critical patent/WO2015187057A1/en

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
    • F04B53/00—Component parts, details or accessories not provided for in, or of interest apart from, groups F04B1/00 - F04B23/00 or F04B39/00 - F04B47/00
    • F04B53/18—Lubricating
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
    • E21B17/20—Flexible or articulated drilling pipes, e.g. flexible or articulated rods, pipes or cables
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
    • E21B43/121—Lifting well fluids
    • E21B43/126—Adaptations of down-hole pump systems powered by drives outside the borehole, e.g. by a rotary or oscillating drive
    • 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
    • F04B47/02—Pumps or pumping installations specially adapted for raising fluids from great depths, e.g. well pumps the driving mechanisms being situated at ground level
    • F04B47/026—Pull rods, full rod component parts
    • 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
    • F04B47/06—Pumps or pumping installations specially adapted for raising fluids from great depths, e.g. well pumps having motor-pump units situated at great depth
    • 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
    • F04B53/00—Component parts, details or accessories not provided for in, or of interest apart from, groups F04B1/00 - F04B23/00 or F04B39/00 - F04B47/00
    • F04B53/10—Valves; Arrangement of valves

Definitions

  • the invention relates to borehole sucker-rod pumping units, such as plunger and screw pumps with sucker-rod drives, for lifting liquids from wells from great depths, especially from highly curved wells.
  • sucker rod drive of sucker-rod pumping units manufactured by the American company Weatherford under the brand COROD (www. Weatherford. Com / corod) and the Canadian company PRO-ROD (www.prorod.com) is a single long flexible rod that completely replaces the column of composite rods and having a length equal to the descent depth of the submersible positive displacement pump.
  • a long flexible rod with its upper end through a polished rod is connected to a source of reciprocating movements, for example, a rocking machine, and the other end, directly or through an adapter rod, with a submersible plunger pump.
  • Weatherford also manufactures a long, flexible elliptical rod for working with submersible plunger pumps to reduce the unit specific load on the tubing.
  • a long flexible rod with its upper end is connected to the source of rotational motion, and the other end, directly or through an adapter rod, with a submersible screw pump.
  • tubing wear has been drastically reduced from their grinding by the thickened part of the rod string.
  • the use of a long, flexible rod is often the only solution to provide surface lift for the well fluid.
  • a disadvantage of the aforementioned long-length rod drive of a submersible positive displacement pump is that the wear of the tubing from rubbing it with a long flexible rod still remains high due to the ingress of solid particles, such as sand, between the rubbing surfaces of the long flexible rod and the inner surface of the tubing .
  • the well fluid does not have a good lubricating effect between friction surfaces.
  • a borehole sucker rod pump unit containing a borehole sucker rod pump mounted on a tubing string, the working body of which is connected to a string of hollow rods connected in series with removable joints.
  • Each cavity of the rod is insulated, contains airtight plugs, with the formation of adapters for removable connections, is evacuated or filled with gas.
  • the rods are made of metal with a low specific gravity and are protected against corrosion (see RF patent 2235905 of 05/07/2003).
  • the problem to which the present invention is directed is the complete isolation and protection of the friction pair — a long flexible rod-inner surface of tubing from the effects of the borehole fluid and its ingredients and the placement of lubricating fluid between the friction surfaces.
  • the technical result consists in increasing the reliability of the downhole pump, increasing the overhaul period of work and reduction of energy spent on the operation of a well sucker-rod pumping unit.
  • the sucker rod drive consists of a stationary flexible pipe, inside of which there is a movable flexible rod, one end of which is connected to the power drive on the surface through the wellhead polished rod, and the second, with the working with a plunger in the form of a plunger of a borehole pump through a polished pump rod, the entry and exit points of the movable flexible rod and the fixed flexible pipe are sealed, the annular space between them is filled with lubricant and has a channel at the wellhead, the lower and upper ends of the fixed flexible pipe are connected to the wellhead and pump pipes, the length of which is greater than the maximum stroke of the plunger of the downhole pump, moreover, the upper end of the wellhead pipe is connected to the sealing unit of the
  • the sucker rod drive consists from a fixed flexible pipe, inside of which a flexible flexible pipe is placed a rod, one end of which is connected to the power drive on the surface through the wellhead polished rod, and the second, with the working body in the form of a screw pump shaft, through the polished pump rod, the entry and exit points of the movable flexible rod and the stationary flexible pipe are sealed, the annular space between them filled with lubricating fluid and has a channel at the wellhead end, the lower and upper ends of the stationary flexible pipe are connected to the wellhead and pump nozzles, and the upper end of the wellhead nozzle is connected to the sealing unit wellhead polished rod and the lower end of the pump nozzle is connected to the seal assembly and pump polished rod with an inverted glass, flooded with lubricating
  • Figure 1 shows a borehole sucker-rod plunger pumping unit with a buffer fluid in a glass on a movable flexible rod in the upper working position of the plunger.
  • Figure 2 shows a downhole sucker-rod plunger pumping unit with a buffer fluid in a glass on a movable flexible rod in the lower working position of the plunger.
  • FIG. 3 shows a downhole sucker-rod plunger pumping unit with an inverted nozzle on a fixed flexible pipe.
  • Figure 4 shows a downhole sucker rod pumping unit with an inverted nozzle on a stationary flexible pipe.
  • Figure 5 shows a borehole sucker-rod plunger pumping unit with two-channel coiled tubing.
  • Figure 6 shows a downhole sucker rod pumping unit with a separate elevator channel.
  • a downhole sucker rod pump installation with a plunger pump consists of (Figs. 1 and 2) a fixed, long flexible pipe 1 inside of which there is a movable long flexible pipe 2.
  • a fixed long flexible pipe 1 is located inside the tubing string 3.
  • Fixed long flexible pipe 1 of its own the lower part through the adapter 4 is connected to the upper end of the pump nozzle 5, the length of which is greater than the estimated stroke of the plunger 28 of the borehole pump 29.
  • the lower end of the pump nozzle 5 is connected to the sealing unit 6, in which there is a seal 7 of the pump polished rod 8.
  • the pump polished rod 8 is connected to a movable long flexible rod 2 directly through a standard connection or using a sleeve 9.
  • Thread under the sleeve 9 can be made directly on the body of the movable long flexible rod 2 for ease of placement inside the stationary long flexible pipe 1.
  • the lower end of the polished pump rod 8 is rigidly connected to the glass 10 by of the connecting assembly 11.
  • the outer diameter of the nozzle 10 is smaller than the inner diameter of the tubing string 3, and the inner diameter of the nozzle 10 is larger than the outer diameter of the pump nozzle 5.
  • Buffer fluid 12 with a high specific gravity and immiscible with well fluid 13 is poured into the nozzle 10, for example mercury.
  • the length of the cup 10 is of such a magnitude and so much buffer fluid 12 is poured into it that at any position of the polished pump rod 8, the buffer fluid 12 covers the sealing assembly 6 and serves as its protection against contact with the well fluid 13.
  • the connecting unit 11 has a drain valve 14.
  • the connecting unit 11 is connected at its lower part to the adapter rod 15, which is connected to the plunger 28 of the downhole pump 29.
  • seal the node 6 against contact with downhole fluid 13 uses an inverted cup 36 rigidly connected to a stationary long flexible pipe 1 and filled with a lubricating fluid 23.
  • a calibrated valve 37 is located between the nozzle 5 and the inverted cup 36, which, when the design pressure of the lubricating fluid 23 is reached in the stationary long flexible pipe 1 opens and provides its flow into the inverted glass 36, which allows you to add or completely replace the lubricating fluid 23 in the cavity of the inverted glass 36.
  • the lubricating fluid 23 is less than the specific gravity of the borehole fluid 13, the lubricating fluid 23 will always be locked in the inverted nozzle 36, thereby providing a bath of lubricant 23 for the other end of the sealing assembly 6.
  • the amount of overflowing lubricant 23 into the inverted nozzle 36 is controlled at the mouth by pump operation.
  • the fluid level 38 (the contact surface of the lubricating fluid 23 and the well fluid 13) is controlled by the lower cut of the inverted nozzle 36.
  • the connecting unit 11 may comprise a collet (not shown), and if used as the borehole pump 29 of the insertion rod pump, the collet connection is located on the insertion rod pump itself (not shown).
  • Fixed long flexible pipe 1 with its upper part (Figs. 1 and 2) through an adapter 16 is connected to the lower end of the wellhead pipe 17, the length of which is greater than the calculated value of the maximum stroke of the plunger 28 of the well pump 29.
  • the upper end of the wellhead pipe 17 is connected to the wellhead 25, on which the sealing assembly 18 is located, in which the seal 19 of the wellhead polished rod 20 is located.
  • the wellhead polished rod 20 is connected to the movable long flexible rod 2 using a standard connection or sleeve 21.
  • the space 22 between the fixed long flexible pipe 1 and the movable long a flexible rod 2 is filled with lubricant 23, and the annular space 22 has an outlet at the mouth in the form of a channel 24 for adding lubricant 23 or creating excess pressure in the annular space 22.
  • a long flexible rod 2 can be located inside a long flexible pipe 1 in the factory with the placement of lubricating fluid 23 in the annular space 22, with the installation of wellhead 17 or 40 and pump 5 or 34 nozzles with sealing units 6, 18 or 41, calibrated valves 37 and glasses 10 or 33 or 36 and lower I'm downhole as a single system.
  • Buffer fluid 12 is poured into the glass 10 directly at the mouth before being lowered into the well.
  • the movable long flexible rod 2 and the cup 10 centralizers (not shown) can be installed.
  • Adapters 4 and 16 can be connected to a movable long flexible rod 2 by welding, glue or by mechanical means (press fit or other).
  • the inner cavity of the plunger 28, which is located in the cylinder of the downhole pump 29, communicates with the inner cavity 30 of the tubing string 3 through the window 27.
  • a downhole sucker rod pump installation with a screw pump consists of (Fig. 4) a fixed, long flexible pipe 1 inside of which there is a movable long flexible pipe 2.
  • a fixed long flexible pipe 1 is located inside the tubing string 3.
  • the lower end of the pump pipe 34 is connected to the sealing node 6, in which there is a seal 7 of the pump shaft 39.
  • the pump shaft 39 is connected to a movable long flexible rod 2 directly through a standard connection or using a sleeve 9 and with a shaft 31 VI the injection pump 32 by means of a coupling 26.
  • an inverted cup 33 is used, rigidly connected to a fixed long flexible pipe 1 and filled with lubricant fluid 23.
  • a cup 10 is used that is rigidly connected to a fixed long flexible pipe 1 and filled with a buffer liquid 12. Given that the movable long flexible rod 2 rotates , then the glass 10 may be smaller in comparison with the plunger option and with less buffer fluid 12 in it. Between the pump nozzle 34 and the inverted nozzle 33 there is a calibrated valve 37, which, when the design pressure of the lubricating fluid 23 is reached in the fixed, long flexible pipe 1, opens and transfers it to the inverted nozzle 33, which allows adding or completely replacing the lubricant 23 in the cavity of the inverted cup 33.
  • the upper end of the wellhead pipe 40 is connected to the wellhead 25, on which the sealing assembly 41 is located, in which the seal 42 of the wellhead shaft 43 is located.
  • the space 22 between the fixed long flexible pipe 1 and the movable long flexible rod 2 is filled with lubricant 23, moreover, the annular space 22 has an outlet at the mouth in the form of a channel 24 for topping up the lubricating fluid 23 or creating excess pressure in the annular space 22.
  • Thread under the coupling 9 can be performed directly on the body of the movable long flexible rod 2 for the convenience of its placement inside the stationary long flexible pipe 1.
  • a heating cable, a capillary line for supplying chemicals to the pump inlet, electrical cables, wires and / or hydraulic channels can be placed and attached to it, for example, with clamps (not shown).
  • a multi-channel flexible long pipe for example, a two-channel 46, where in one channel there is a mobile long flexible flexible rod 2, and the second is used as an elevator column (Fig. 5) or, as another option, a movable long-length flexible rod 2 with a stationary long-length flexible tube 1 inside can be placed outside the elevator column 44 (Fig. 6), for example, in the form of a tubing string 3 , and attach to it, for example, with bricks.
  • a docking sub 45 is used to connect both channels and the borehole pump 29 or 32.
  • Well sucker rod pump installation with a plunger pump operates as follows.
  • a tubing string 3 is first lowered into the well with a tubular pump mounted at the lower end with a rod coupler at the upper end of the transition rod 15, then a system — stationary long flexible pipe — movable, descends into the tubing string 3.
  • a return pump coupler such as a push-in connection
  • the string of sucker rods 3 is connected at the wellhead to the wellhead 25 and then to the production manifold, a fixed, long, flexible pipe 1 is connected through the wellhead to the wellhead 25 and through the channel 24 is connected to a device (not shown) for expansion, feeding and topping of the ring space of lubricating fluid or overpressure in the annular space 22.
  • the movable lengthy flexible rod 2 by means of the polished rod the wellhead 20 and the setting the sealing unit 18 is attached to the rocking machine.
  • the connecting unit 11 moves together with the nozzle 10 filled with buffer fluid 12, and the well fluid 13 is supplied to the wellhead and at the same time the well fluid 13 is sucked into the well pump 29.
  • Buffer fluid 12 rises inside the glass 10 due to the entrance to it of the sealing assembly 6 having a diameter greater than the polished pump rod 8.
  • the length of the glass 10 is of such a size and so much buffer fluid 12 is poured into it that with the upper enii pump 8 polished rod displacement fluid 12 is substantially at the upper edge of cup 10, but does not reach it.
  • the level of the buffer liquid 12 begins to drop inside the glass 10 due to the exit of the sealing assembly 10 from the glass 10.
  • the length of the glass 10 also has the same size so much buffer fluid 12 is filled that with the lower position of the polished pump rod 8, the level of the buffer fluid 12 is higher than the sealing assembly 6, completely covering it, and thus preventing the seal 7 from contacting the well fluid 13 and increasing its service life. After the long flexible bar 2 reaches its lower position, its upward movement begins and the cycle repeats.
  • Downhole sucker rod pump installation with a screw pump operates as follows.
  • a downhole sucker rod pumping unit with a screw pump can be lowered into the tubing string 3 as a unit with an automatic coupler on the shaft 31 of the screw pump 32, and then, into the tubing string 3 the system descends - a fixed long flexible pipe - a movable long flexible the rod with the automatic coupler and connects, or, as another option, first the tubing string 3 goes down into the well, and then the system goes down into it - a fixed long one flexible pipe - a movable long flexible rod with an installed screw pump with an automatic coupler, for example, in the form of a collet connection (not shown).
  • a fixed long flexible pipe a movable long flexible rod with an automatic coupler, for example, in the form of a collet connection that allows transmitting rotational movement, is connected to the production manifold through the wellhead 25 through the wellhead 25 and is connected to a production manifold;
  • a long flexible pipe 1 through the wellhead pipe 40 is connected to the wellhead 25 and through the channel 24 is connected to a device (not shown) for expansion, recharge and topping of the annular transmissions lubricating fluid (tank or hydraulic pump), and a long flexible rod 2 is attached to the actuator 35 for rotation.
  • the invention allows to significantly increase
  • both new and used, rejected or spliced coiled tubing can be used.
  • a reinforced hose or umbilical for example, manufactured by a Russian company, can be used

Abstract

This invention relates to downhole sucker rod pump assemblies. The present assembly consists of a stationary flexible long-length tube having disposed therein a movable flexible long-length rod, one end of which is connected to a drive on the surface, while the other end is connected to a working member of a submersible piston pump or screw pump. The entry and exit sites of the movable flexible long-length rod and stationary flexible tube are sealed. An annulus between the rod and the tube is filled with a lubricant and has a channel at the wellhead end. The lower and upper ends of the stationary flexible tube are connected to a wellhead pipe and a pumping pipe. At the lower end of the rod is a box filled with a liquid having a high specific weight, which provides protection for the seal of a plunger pump. The flexible long-length rod is capable of rotating or reciprocating movement. In another variant, an inverted box is situated at the lower end of the rod, said box being filled with a lubricant which provides protection for the seal of a downhole pump. The result is an increase in the operating reliability of a deep-well pump, an increase in the time between repairs and a decrease in the energy consumed when the pump is in operation.

Description

Скважинная штанговая насосная установка (варианты). Область техники  Well sucker rod pumping unit (options). Technical field
Изобретение относится к скважинным штанговым насосным установкам, таким, как плунжерный и винтовой насосы со штанговыми приводами, для подъема жидкости из скважин с больших глубин, особенно из сильно искривленных скважин. The invention relates to borehole sucker-rod pumping units, such as plunger and screw pumps with sucker-rod drives, for lifting liquids from wells from great depths, especially from highly curved wells.
Предшествующий уровень техники  State of the art
Известен штанговый привод скважинных штанговых насосных установок, выпускаемый американской фирмой Weatherford под маркой COROD ( www. weatherford . com/corod) и канадской фирмой PRO-ROD (www.prorod.com) представляющий из себя единую длинномерную гибкую штангу, которая полностью заменяет колонну составных штанг и имеющая длину, равную глубине спуска погружного объемного насоса. В случае применения погружного плунжерного насоса длинномерная гибкая штанга верхним концом через полированный шток присоединяется к источнику возвратно-поступательных движений, например, станку-качалке, а другим концом, непосредственно или через переходную штангу, с погружным плунжерным насосом. Кроме того, Weatherford выпускает для работы с погружными плунжерными насосами длинномерную гибкую штангу с эллиптическим сечением для уменьшения удельной нагрузки от штанги на насосно-компрессорные трубы. В случае применения погружного винтового насоса длинномерная гибкая штанга верхним концом присоединяется к источнику вращательного движения, а другим концом, непосредственно или через переходную штангу, с погружным винтовым насосом. Несмотря на дороговизну длинномерной гибкой штанги и необходимость дополнительного оборудования спуск или подъем длинномерной гибкой штанги в или из скважины занимает очень малое время. Из-за отсутствия муфтовых соединений резко уменьшен износ насосно-компрессорных труб от их перетирания утолщенной частью колонны штанг. В некоторых сильноискривленных скважинах применение длинномерной гибкой штанги часто является единственным решением для обеспечения лифта скважинной жидкости на поверхность. The well-known sucker rod drive of sucker-rod pumping units manufactured by the American company Weatherford under the brand COROD (www. Weatherford. Com / corod) and the Canadian company PRO-ROD (www.prorod.com) is a single long flexible rod that completely replaces the column of composite rods and having a length equal to the descent depth of the submersible positive displacement pump. In the case of using a submersible plunger pump, a long flexible rod with its upper end through a polished rod is connected to a source of reciprocating movements, for example, a rocking machine, and the other end, directly or through an adapter rod, with a submersible plunger pump. Weatherford also manufactures a long, flexible elliptical rod for working with submersible plunger pumps to reduce the unit specific load on the tubing. In the case of the use of a submersible screw pump, a long flexible rod with its upper end is connected to the source of rotational motion, and the other end, directly or through an adapter rod, with a submersible screw pump. Despite the high cost of the long flexible rod and the need for additional equipment, it takes very little time to lower or raise the long flexible rod to or from the well. Due to the lack of coupling connections, tubing wear has been drastically reduced from their grinding by the thickened part of the rod string. In some highly deviated wells, the use of a long, flexible rod is often the only solution to provide surface lift for the well fluid.
Недостатком вышеупомянутого длинномерного штангового привода погружного объемного насоса является то, что износ насосно- компрессорных труб от перетирания их длинномерной гибкой штангой все равно остается высоким за счет попадания твердых частиц, например, песка, между трущимися поверхностями длинномерной гибкой штанги и внутренней поверхностью насосно-компрессорных труб. Кроме того, скважинная жидкость не обладает хорошим смазывающим эффектом между трущимися поверхностями.  A disadvantage of the aforementioned long-length rod drive of a submersible positive displacement pump is that the wear of the tubing from rubbing it with a long flexible rod still remains high due to the ingress of solid particles, such as sand, between the rubbing surfaces of the long flexible rod and the inner surface of the tubing . In addition, the well fluid does not have a good lubricating effect between friction surfaces.
Наиболее близкой по технической сущности и достигаемому результату является скважинная штанговая насосная установка, содержащая установленный на колонне насосно-компрессорных труб скважинный штанговый насос, рабочий орган которого, связан с колонной полых штанг, последовательно соединенных между собой съемными соединениями. Каждая полость штанги изолирована, содержит герметичные пробки, с образованием переходников для съемных соединений, вакуумирована или заполнена газом. Штанги выполнены из металла с малым удельным весом и защищены от коррозии (см. патент РФ 2235905 от 07.05.2003).  The closest in technical essence and the achieved result is a borehole sucker rod pump unit containing a borehole sucker rod pump mounted on a tubing string, the working body of which is connected to a string of hollow rods connected in series with removable joints. Each cavity of the rod is insulated, contains airtight plugs, with the formation of adapters for removable connections, is evacuated or filled with gas. The rods are made of metal with a low specific gravity and are protected against corrosion (see RF patent 2235905 of 05/07/2003).
Недостатком скважинной штанговой насосной установки, выбранной за прототип, является дороговизна, увеличенный износ трущихся частей колонны штанг и насосно-компрессорных труб друг об друга.  The disadvantage of a well sucker rod pump unit selected for the prototype is the high cost, increased wear of the rubbing parts of the rod string and tubing against each other.
Задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение, является полная изоляция и защита трущейся пары - длинномерная гибкая штанга-внутренняя поверхность насосно-компрессорных труб от воздействия скважинной жидкости и ее ингредиентов и размещение смазывающей жидкости между трущимися поверхностями.  The problem to which the present invention is directed is the complete isolation and protection of the friction pair — a long flexible rod-inner surface of tubing from the effects of the borehole fluid and its ingredients and the placement of lubricating fluid between the friction surfaces.
Технический результат заключается в повышении надежности работы скважинного насоса, увеличении межремонтного периода работы и уменьшение энергии, затрачиваемой на работу скважинной штанговой насосной установки. The technical result consists in increasing the reliability of the downhole pump, increasing the overhaul period of work and reduction of energy spent on the operation of a well sucker-rod pumping unit.
Раскрытие изобретения Указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что в скважинной штанговой насосной установке, содержащей силовой привод и установленный в колонне насосно-компрессорныых труб скважинный насос, рабочий орган которого связан со штанговым приводом, согласно изобретению, штанговый привод состоит из неподвижной гибкой трубы, внутри которой размещена подвижная гибкая штанга, один конец которой соединен с силовым приводом на поверхности через устьевой полированный шток, а второй, с рабочим органом в виде плунжера скважинного насоса через насосный полированный шток, места входа и выхода подвижной гибкой штанги и неподвижной гибкой трубы уплотнены, кольцевое пространство между ними заполнено смазывающей жидкостью и имеет канал на устьевом конце, нижний и верхний концы неподвижной гибкой трубы соединены с устьевым и насосным патрубками, длина которых больше максимального хода плунжера скважинного насоса, причем, верхний конец устьевого патрубка соединен с уплотнительным узлом устьевого полированного штока, а нижний конец насосного патрубка соединен с уплотнительным узлом насосного полированного штока, который своим нижним концом жестко соединен со стаканом залитым жидкостью, посредством стыковочного узла, имеющей удельный вес больший, чем откачиваемая жидкость с возможностью нахождения в ней уплотнительного узла полированного штока при любом его положении.  SUMMARY OF THE INVENTION This problem is solved, and the technical result is achieved due to the fact that in a downhole sucker rod pump installation comprising a power drive and a downhole pump installed in a tubing string, the working member of which is connected to the sucker rod, according to the invention, the sucker rod drive consists of a stationary flexible pipe, inside of which there is a movable flexible rod, one end of which is connected to the power drive on the surface through the wellhead polished rod, and the second, with the working with a plunger in the form of a plunger of a borehole pump through a polished pump rod, the entry and exit points of the movable flexible rod and the fixed flexible pipe are sealed, the annular space between them is filled with lubricant and has a channel at the wellhead, the lower and upper ends of the fixed flexible pipe are connected to the wellhead and pump pipes, the length of which is greater than the maximum stroke of the plunger of the downhole pump, moreover, the upper end of the wellhead pipe is connected to the sealing unit of the wellhead polished rod, and the lower end asosnogo nozzle connected to the pump seal assembly of the polished rod, which at its lower end rigidly connected with a glass filled with coolant, through the docking station, having a specific gravity greater than the liquid pumped with the possibility of finding the seal assembly therein polished rod at any position.
Кроме того, указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что в скважинной штанговой насосной установке, содержащей силовой привод и установленный в колонне насосно- компрессорных труб скважинный насос, рабочий орган которого связан со штанговым приводом, согласно изобретению, штанговый привод состоит из неподвижной гибкой трубы, внутри которой размещена подвижная гибкая штанга, один конец которой соединен с силовым приводом на поверхности через устьевой полированный шток, а второй, с рабочим органом в виде вала винтового насоса, через насосный полированный шток, места входа и выхода подвижной гибкой штанги и неподвижной гибкой трубы уплотнены, кольцевое пространство между ними заполнено смазывающей жидкостью и имеет канал на устьевом конце, нижний и верхний концы неподвижной гибкой трубы соединены с устьевым и насосным патрубками, причем, верхний конец устьевого патрубка соединен с уплотнительным узлом устьевого полированного штока, а нижний конец насосного патрубка соединен с уплотнительным узлом насосного полированного штока и с перевернутым стаканом, залитым смазывающей жидкостью. Кольцевое пространство, заполненное смазывающей жидкостью, содержит дополнительный канал для создания избыточного давления. Кольцевое пространство, заполненное смазывающей жидкостью, соединено с полостью перевернутого стакана посредством тарированного на расчетное давление перепускного клапана. In addition, this problem is solved, and the technical result is achieved due to the fact that in the downhole sucker rod pump installation comprising a power drive and a downhole pump installed in the tubing string, the working member of which is connected to the sucker rod, according to the invention, the sucker rod drive consists from a fixed flexible pipe, inside of which a flexible flexible pipe is placed a rod, one end of which is connected to the power drive on the surface through the wellhead polished rod, and the second, with the working body in the form of a screw pump shaft, through the polished pump rod, the entry and exit points of the movable flexible rod and the stationary flexible pipe are sealed, the annular space between them filled with lubricating fluid and has a channel at the wellhead end, the lower and upper ends of the stationary flexible pipe are connected to the wellhead and pump nozzles, and the upper end of the wellhead nozzle is connected to the sealing unit wellhead polished rod and the lower end of the pump nozzle is connected to the seal assembly and pump polished rod with an inverted glass, flooded with lubricating fluid. The annular space filled with lubricating fluid contains an additional channel for creating excess pressure. An annular space filled with lubricating fluid is connected to the cavity of the inverted cup by means of a bypass valve calibrated to the design pressure.
Краткое описание чертежей  Brief Description of the Drawings
На фиг.1 показана скважинная штанговая плунжерная насосная установка с буферной жидкостью в стакане на подвижной гибкой штанге в верхнем рабочем положении плунжера. На фиг.2 показана скважинная штанговая плунжерная насосная установка с буферной жидкостью в стакане на подвижной гибкой штанге в нижнем рабочем положении плунжера. На фиг.З показана скважинная штанговая плунжерная насосная установка с перевернутым стаканом на неподвижной гибкой трубе. На фиг.4 показана скважинная штанговая винтовая насосная установка с перевернутым стаканом на неподвижной гибкой трубе. На фиг.5 показана скважинная штанговая плунжерная насосная установка с двухканальным колтюбингом. На фиг.6 показана скважинная штанговая винтовая насосная установка с отдельным лифтовым каналом. Лучший вариант осуществления изобретения Figure 1 shows a borehole sucker-rod plunger pumping unit with a buffer fluid in a glass on a movable flexible rod in the upper working position of the plunger. Figure 2 shows a downhole sucker-rod plunger pumping unit with a buffer fluid in a glass on a movable flexible rod in the lower working position of the plunger. FIG. 3 shows a downhole sucker-rod plunger pumping unit with an inverted nozzle on a fixed flexible pipe. Figure 4 shows a downhole sucker rod pumping unit with an inverted nozzle on a stationary flexible pipe. Figure 5 shows a borehole sucker-rod plunger pumping unit with two-channel coiled tubing. Figure 6 shows a downhole sucker rod pumping unit with a separate elevator channel. The best embodiment of the invention
Скважинная штанговая насосная установка с плунжерным насосом состоит из (фиг.1 и 2) неподвижной длинномерной гибкой трубы 1 внутри которой находится подвижная длинномерная гибкая штанга 2. Неподвижная длинномерная гибкая труба 1 находится внутри колонны насосно-компрессорных труб 3. Неподвижная длинномерная гибкая труба 1 своей нижней частью через переходник 4 соединена с верхним концом насосного патрубка 5, длина которого больше максимального хода плунжера 28 скважинного насоса 29 на расчетную величину. Нижний конец насосного патрубка 5 соединен с уплотнительным узлом 6, в котором находится уплотнение 7 насосного полированного штока 8. Насосный полированный шток 8 соединен с подвижной длинномерной гибкой штангой 2 непосредственно через стандартное соединение или при помощи муфты 9. Резьба под муфту 9 может быть выполнена непосредственно на теле подвижной длинномерной гибкой штанги 2 для удобства ее размещения внутри неподвижной длинномерной гибкой трубы 1. Нижний конец насосного полированного штока 8 жестко соединен со стаканом 10 посредством соединительного узла 11. Наружный диаметр стакана 10 меньше внутреннего диаметра колонны насосно-компрессорных труб 3, а внутренний диаметр стакана 10 больше наружного диаметра насосного патрубка 5. В стакан 10 залита буферная жидкость 12 с большим удельным весом и несмешиваемая со скважинной жидкостью 13, например, ртуть. Длина стакана 10 имеет такую величину и в него залито столько буферной жидкости 12, что при любом положении насосного полированного штока 8 буферная жидкость 12 покрывает уплотнительный узел 6 и служит его защитой от контакта со скважинной жидкостью 13. Для слива буферной жидкости 12 на поверхности, в соединительном узле 11 имеется сливной клапан 14. Соединительный узел 11 соединен своей нижней частью с переходной штангой 15, которая соединена с плунжером 28 скважинного насоса 29. В другом варианте защиты у плотните л ьного узла 6 от контакта со скважинной жидкостью 13 (фиг.З) используется перевернутый стакан 36, жестко соединенный с неподвижной длинномерной гибкой трубой 1 и заполненный смазывающей жидкостью 23. Между патрубком 5 и перевернутым стаканом 36 расположен тарированный клапан 37, который, при достижении расчетного давления смазывающей жидкости 23 в неподвижной длинномерной гибкой трубе 1 открывается и обеспечивает ее переток в перевернутый стакан 36, что позволяет добавлять или полностью заменять смазывающую жидкость 23 в полости перевернутого стакана 36. Учитывая то, что удельный вес смазывающей жидкости 23 меньше удельного веса скважинной жидкости 13, то смазывающая жидкость 23 всегда будет заперта в перевернутом стакане 36, обеспечивая тем самым, ванну из смазывающей жидкости 23 для другого конца уплотнительного узла 6. Количество перетекающей смазывающей жидкости 23 в перевернутый стакан 36 контролируется на устье работой насоса. Уровень жидкости 38 (поверхность контакта смазывающей жидкости 23 и скважинной жидкости 13) регулируется нижним срезом перевернутого стакана 36. В случае применения в качестве скважинного насоса 29 трубного штангового насоса, соединительный узел 11 может содержать штанговое цанговое соединение (не показано), а в случае применения в качестве скважинного насоса 29 вставного штангового насоса, цанговое соединение находится на самом вставном штанговом насосе (не показано). Неподвижная длинномерная гибкая труба 1 своей верхней частью (фиг.1 и 2) через переходник 16 соединена с нижним концом устьевого патрубка 17, длина которого больше максимального хода плунжера 28 скважинного насоса 29 на расчетную величину. Верхний конец устьевого патрубка 17 соединен с устьевой скважинной головкой 25, на которой размещен уплотнительный узел 18, в котором находится уплотнение 19 устьевого полированного штока 20. Устьевой полированный шток 20 соединен с подвижной длинномерной гибкой штангой 2 при помощи стандартного соединения или муфты 21. В кольцевое пространство 22 между неподвижной длинномерной гибкой трубой 1 и подвижной длинномерной гибкой штангой 2 залита смазывающая жидкость 23, причем, кольцевое пространство 22 имеет выход на устье в виде канала 24 для долива смазывающей жидкости 23 или создания избыточного давления в кольцевом пространстве 22. Длинномерная гибкая штанга 2 может быть расположена внутри длинномерной гибкой трубы 1 в заводских условиях с размещением смазывающей жидкости 23 в кольцевом пространстве 22, с установкой устьевого 17 или 40 и насосного 5 или 34 патрубков с уплотнительными узлами 6, 18 или 41 , тарированными клапанами 37 и стаканами 10 или 33 или 36 и спускаться в скважину как единая система. Буферная жидкость 12 заливается в стакан 10 непосредственно на устье перед спуском в скважину. Для уменьшения износа подвижных частей на расчетных местах неподвижной длинномерной гибкой трубы 1, подвижной длинномерной гибкой штанги 2 и стакана 10 могут устанавливаться центраторы (не показаны). Переходники 4 и 16 могут соединяться с подвижной длинномерной гибкой штангой 2 с помощью сварки, клея или механическим способом (прессовой посадкой или др.). Внутренняя полость плунжера 28, который находится в цилиндре скважинного насоса 29, сообщается с внутренней полостью 30 колонны насосно-компрессорных труб 3 посредством окна 27. A downhole sucker rod pump installation with a plunger pump consists of (Figs. 1 and 2) a fixed, long flexible pipe 1 inside of which there is a movable long flexible pipe 2. A fixed long flexible pipe 1 is located inside the tubing string 3. Fixed long flexible pipe 1 of its own the lower part through the adapter 4 is connected to the upper end of the pump nozzle 5, the length of which is greater than the estimated stroke of the plunger 28 of the borehole pump 29. The lower end of the pump nozzle 5 is connected to the sealing unit 6, in which there is a seal 7 of the pump polished rod 8. The pump polished rod 8 is connected to a movable long flexible rod 2 directly through a standard connection or using a sleeve 9. Thread under the sleeve 9 can be made directly on the body of the movable long flexible rod 2 for ease of placement inside the stationary long flexible pipe 1. The lower end of the polished pump rod 8 is rigidly connected to the glass 10 by of the connecting assembly 11. The outer diameter of the nozzle 10 is smaller than the inner diameter of the tubing string 3, and the inner diameter of the nozzle 10 is larger than the outer diameter of the pump nozzle 5. Buffer fluid 12 with a high specific gravity and immiscible with well fluid 13 is poured into the nozzle 10, for example mercury. The length of the cup 10 is of such a magnitude and so much buffer fluid 12 is poured into it that at any position of the polished pump rod 8, the buffer fluid 12 covers the sealing assembly 6 and serves as its protection against contact with the well fluid 13. To drain the buffer fluid 12 on the surface, the connecting unit 11 has a drain valve 14. The connecting unit 11 is connected at its lower part to the adapter rod 15, which is connected to the plunger 28 of the downhole pump 29. In another embodiment, seal the node 6 against contact with downhole fluid 13 (FIG. 3) uses an inverted cup 36 rigidly connected to a stationary long flexible pipe 1 and filled with a lubricating fluid 23. A calibrated valve 37 is located between the nozzle 5 and the inverted cup 36, which, when the design pressure of the lubricating fluid 23 is reached in the stationary long flexible pipe 1 opens and provides its flow into the inverted glass 36, which allows you to add or completely replace the lubricating fluid 23 in the cavity of the inverted glass 36. Given that ud If the lubricating fluid 23 is less than the specific gravity of the borehole fluid 13, the lubricating fluid 23 will always be locked in the inverted nozzle 36, thereby providing a bath of lubricant 23 for the other end of the sealing assembly 6. The amount of overflowing lubricant 23 into the inverted nozzle 36 is controlled at the mouth by pump operation. The fluid level 38 (the contact surface of the lubricating fluid 23 and the well fluid 13) is controlled by the lower cut of the inverted nozzle 36. If a tubular sucker pump is used as the well pump 29, the connecting unit 11 may comprise a collet (not shown), and if used as the borehole pump 29 of the insertion rod pump, the collet connection is located on the insertion rod pump itself (not shown). Fixed long flexible pipe 1 with its upper part (Figs. 1 and 2) through an adapter 16 is connected to the lower end of the wellhead pipe 17, the length of which is greater than the calculated value of the maximum stroke of the plunger 28 of the well pump 29. The upper end of the wellhead pipe 17 is connected to the wellhead 25, on which the sealing assembly 18 is located, in which the seal 19 of the wellhead polished rod 20 is located. The wellhead polished rod 20 is connected to the movable long flexible rod 2 using a standard connection or sleeve 21. In the ring the space 22 between the fixed long flexible pipe 1 and the movable long a flexible rod 2 is filled with lubricant 23, and the annular space 22 has an outlet at the mouth in the form of a channel 24 for adding lubricant 23 or creating excess pressure in the annular space 22. A long flexible rod 2 can be located inside a long flexible pipe 1 in the factory with the placement of lubricating fluid 23 in the annular space 22, with the installation of wellhead 17 or 40 and pump 5 or 34 nozzles with sealing units 6, 18 or 41, calibrated valves 37 and glasses 10 or 33 or 36 and lower I'm downhole as a single system. Buffer fluid 12 is poured into the glass 10 directly at the mouth before being lowered into the well. To reduce the wear of the moving parts at the calculated locations of the fixed long flexible pipe 1, the movable long flexible rod 2 and the cup 10, centralizers (not shown) can be installed. Adapters 4 and 16 can be connected to a movable long flexible rod 2 by welding, glue or by mechanical means (press fit or other). The inner cavity of the plunger 28, which is located in the cylinder of the downhole pump 29, communicates with the inner cavity 30 of the tubing string 3 through the window 27.
Скважинная штанговая насосная установка с винтовым насосом состоит из (фиг.4) неподвижной длинномерной гибкой трубы 1 внутри которой находится подвижная длинномерная гибкая штанга 2. Неподвижная длинномерная гибкая труба 1 находится внутри колонны насосно-компрессорных труб 3. Нижний конец насосного патрубка 34 соединен с уплотнительным узлом 6, в котором находится уплотнение 7 насосного вала 39. Насосный вал 39 соединен с подвижной длинномерной гибкой штангой 2 непосредственно через стандартное соединение или при помощи муфты 9 и с валом 31 винтового насоса 32 при помощи муфты 26. Для защиты уплотнительного узла 6 от контакта со скважинной жидкостью 13 используется перевернутый стакан 33, жестко соединенный с неподвижной длинномерной гибкой трубой 1 и заполненный смазывающей жидкостью 23. В другом варианте защиты уплотнительного узла 6 от контакта со скважинной жидкостью 13 (не показан) используется стакан 10, жестко соединенный с неподвижной длинномерной гибкой трубой 1 и заполненный буферной жидкостью 12. Учитывая то, что подвижная длинномерная гибкая штанга 2 совершает вращательное движение, то стакан 10 может быть меньшего размера по сравнению с плунжерным вариантом и с меньшим количеством буферной жидкости 12 в нем. Между насосным патрубком 34 и перевернутым стаканом 33 расположен тарированный клапан 37, который, при достижении расчетного давления смазывающей жидкости 23 в неподвижной длинномерной гибкой трубе 1 открывается и обеспечивает ее переток в перевернутый стакан 33, что позволяет добавлять или полностью заменять смазывающую жидкость 23 в полости перевернутого стакана 33. Верхний конец устьевого патрубка 40 соединен с устьевой скважинной головкой 25, на которой размещен уплотнительный узел 41, в котором находится уплотнение 42 устьевого вала 43. В кольцевое пространство 22 между неподвижной длинномерной гибкой трубой 1 и подвижной длинномерной гибкой штангой 2 залита смазывающая жидкость 23, причем, кольцевое пространство 22 имеет выход на устье в виде канала 24 для долива смазывающей жидкости 23 или создания избыточного давления в кольцевом пространстве 22. Резьба под муфту 9 может быть выполнена непосредственно на теле подвижной длинномерной гибкой штанги 2 для удобства ее размещения внутри неподвижной длинномерной гибкой трубы 1. На устье находится силовой привод 35, для вращения подвижной длинномерной гибкой штанги 2. A downhole sucker rod pump installation with a screw pump consists of (Fig. 4) a fixed, long flexible pipe 1 inside of which there is a movable long flexible pipe 2. A fixed long flexible pipe 1 is located inside the tubing string 3. The lower end of the pump pipe 34 is connected to the sealing node 6, in which there is a seal 7 of the pump shaft 39. The pump shaft 39 is connected to a movable long flexible rod 2 directly through a standard connection or using a sleeve 9 and with a shaft 31 VI the injection pump 32 by means of a coupling 26. To protect the sealing assembly 6 from contact with the well fluid 13, an inverted cup 33 is used, rigidly connected to a fixed long flexible pipe 1 and filled with lubricant fluid 23. In another embodiment, to protect the sealing assembly 6 from contact with the borehole fluid 13 (not shown), a cup 10 is used that is rigidly connected to a fixed long flexible pipe 1 and filled with a buffer liquid 12. Given that the movable long flexible rod 2 rotates , then the glass 10 may be smaller in comparison with the plunger option and with less buffer fluid 12 in it. Between the pump nozzle 34 and the inverted nozzle 33 there is a calibrated valve 37, which, when the design pressure of the lubricating fluid 23 is reached in the fixed, long flexible pipe 1, opens and transfers it to the inverted nozzle 33, which allows adding or completely replacing the lubricant 23 in the cavity of the inverted cup 33. The upper end of the wellhead pipe 40 is connected to the wellhead 25, on which the sealing assembly 41 is located, in which the seal 42 of the wellhead shaft 43 is located. the space 22 between the fixed long flexible pipe 1 and the movable long flexible rod 2 is filled with lubricant 23, moreover, the annular space 22 has an outlet at the mouth in the form of a channel 24 for topping up the lubricating fluid 23 or creating excess pressure in the annular space 22. Thread under the coupling 9 can be performed directly on the body of the movable long flexible rod 2 for the convenience of its placement inside the stationary long flexible pipe 1. At the mouth there is a power drive 35, for rotation it is movable long flexible bar 2.
Снаружи неподвижной гибкой длинномерной трубы 1 могут размещаться греющий кабель, капиллярная линия для подачи химреагентов на вход насоса, электрические кабели, провода и/или гидравлические каналы, и прикрепляться к ней, например, клямсами (не показано). Вместо неподвижной гибкой длинномерной трубы 1 может использоваться многоканальная гибкая длинномерная труба, например, двухканальная 46, где в одном канале находится подвижная длинномерная гибкая штанга 2, а второй используется как лифтовая колонна (фиг.5) или, как другой вариант, подвижная длинномерная гибкая штанга 2 с неподвижной длинномерной гибкой трубой 1 внутри может размещаться снаружи лифтовой колонны 44 (фиг.6), например, в виде колонны насосно-компрессорных труб 3, и прикрепляться к ней, например, клямсами. Для соединения обоих каналов и скважинного насоса 29 или 32 используется стыковочный переводник 45. Outside of the stationary flexible long pipe 1, a heating cable, a capillary line for supplying chemicals to the pump inlet, electrical cables, wires and / or hydraulic channels can be placed and attached to it, for example, with clamps (not shown). Instead of a stationary flexible long pipe 1, a multi-channel flexible long pipe, for example, a two-channel 46, where in one channel there is a mobile long flexible flexible rod 2, and the second is used as an elevator column (Fig. 5) or, as another option, a movable long-length flexible rod 2 with a stationary long-length flexible tube 1 inside can be placed outside the elevator column 44 (Fig. 6), for example, in the form of a tubing string 3 , and attach to it, for example, with bricks. To connect both channels and the borehole pump 29 or 32, a docking sub 45 is used.
Скважинная штанговая насосная установка с плунжерным насосом работает следующим образом. В варианте с трубным насосом сначала в скважину спускается колонна насосно-компрессорных труб 3 с установленным на нижнем конце трубным насосом со штанговым автосцепом на верхнем конце переходной штанги 15, затем, в колонну насосно-компрессорных труб 3 спускается система - неподвижная длинномерная гибкая труба - подвижная длинномерная гибкая штанга с ответным автосцепом на нижнем конце подвижной длинномерной гибкой штанги и соединяется или, в варианте с вставным насосом, сначала в скважину спускается колонна насосно-компрессорных труб 3 с насосным автосцепом на нижнем конце колонны, а затем, в нее спускается система - неподвижная длинномерная гибкая труба - подвижная длинномерная гибкая штанга с установленным вставным насосом с ответным насосным автосцепом, например, в виде цангового соединения (не показано). В любом случае, перед спуском в скважину на устье в стакан 10 заливается расчетное количество буферной жидкости 12. После спуска в скважину скважинной штанговой насосной установки с плунжерным насосом, колонна насосно- компрессорных штанг 3 подсоединяется на устье к устьевой скважинной головке 25 и, затем, к промысловому коллектору, неподвижная длинномерная гибкая труба 1 через устьевой патрубок подсоединяется к устьевой скважинной головке 25 и через канал 24 подсоединяется к устройству (не показано) для расширения, подпитки и долива кольцевого пространства смазывающей жидкостью или создания избыточного давления в кольцевом пространстве 22. Подвижная длинномерная гибкая штанга 2 посредством полированного устьевого штока 20 и установкой уплотнительного узла 18 присоединяется к станку-качалке. При движении вверх, одновременно, с длинномерной гибкой штангой 2 вверх движется и соединительный узел 11 вместе со стаканом 10, заполненным буферной жидкостью 12, а скважинная жидкость 13 подается на устье скважины и одновременно происходит всасывание скважинной жидкости 13 в скважинный насос 29. Буферная жидкость 12 поднимается внутри стакана 10 за счет входа в него уплотнительного узла 6 имеющего диаметр больше, чем насосный полированный шток 8. Длина стакана 10 имеет такую величину и в нее залито столько буферной жидкости 12, что при верхнем положении насосного полированного штока 8 буферная жидкость 12 находится практически у верхнего среза стакана 10, но не доходит до него. При движении вниз, одновременно, с длинномерной гибкой штангой 2 вниз движется и соединительный узел 11 вместе со стаканом 10. Уровень буферной жидкости 12 начинает опускаться внутри стакана 10 за счет выхода из стакана 10 уплотнительного узла 6. Длина стакана 10 имеет такую величину и в нее залито столько буферной жидкости 12, что при нижнем положении насосного полированного штока 8 уровень буферной жидкости 12 находится выше, уплотнительного узла 6, полностью покрывая его, и предотвращая, таким образом, контакт уплотнения 7 со скважинной жидкостью 13 и увеличивая срок его службы. После достижения длинномерной гибкой штангой 2 своего нижнего положения, начинается ее движение вверх и цикл повторяется. Well sucker rod pump installation with a plunger pump operates as follows. In the embodiment with a tube pump, a tubing string 3 is first lowered into the well with a tubular pump mounted at the lower end with a rod coupler at the upper end of the transition rod 15, then a system — stationary long flexible pipe — movable, descends into the tubing string 3. a long flexible rod with a reciprocating coupler at the lower end of the movable long flexible rod and is connected or, in the case of an insert pump, a tubing string 3 is first lowered into the well pump coupler at the lower end of the column, and then it goes down the system - fixed lengthy flexible tube - a movable rod with lengthy flexible insert mounted pump with a return pump coupler, such as a push-in connection (not shown). In any case, before the descent into the well at the wellhead, the estimated amount of buffer liquid 12 is poured into the glass 10. After the descent into the well of the sucker-rod pumping unit with a plunger pump, the string of sucker rods 3 is connected at the wellhead to the wellhead 25 and then to the production manifold, a fixed, long, flexible pipe 1 is connected through the wellhead to the wellhead 25 and through the channel 24 is connected to a device (not shown) for expansion, feeding and topping of the ring space of lubricating fluid or overpressure in the annular space 22. The movable lengthy flexible rod 2 by means of the polished rod the wellhead 20 and the setting the sealing unit 18 is attached to the rocking machine. When moving upward, at the same time, with the long flexible rod 2, the connecting unit 11 moves together with the nozzle 10 filled with buffer fluid 12, and the well fluid 13 is supplied to the wellhead and at the same time the well fluid 13 is sucked into the well pump 29. Buffer fluid 12 rises inside the glass 10 due to the entrance to it of the sealing assembly 6 having a diameter greater than the polished pump rod 8. The length of the glass 10 is of such a size and so much buffer fluid 12 is poured into it that with the upper enii pump 8 polished rod displacement fluid 12 is substantially at the upper edge of cup 10, but does not reach it. When moving downward, at the same time, with a long flexible rod 2, the connecting unit 11 moves together with the glass 10. The level of the buffer liquid 12 begins to drop inside the glass 10 due to the exit of the sealing assembly 10 from the glass 10. The length of the glass 10 also has the same size so much buffer fluid 12 is filled that with the lower position of the polished pump rod 8, the level of the buffer fluid 12 is higher than the sealing assembly 6, completely covering it, and thus preventing the seal 7 from contacting the well fluid 13 and increasing its service life. After the long flexible bar 2 reaches its lower position, its upward movement begins and the cycle repeats.
Скважинная штанговая насосная установка с винтовым насосом работает следующим образом. Скважинная штанговая насосная установка с винтовым насосом может спускаться в колонну насосно-компрессорных труб 3 как единое целое с автосцепным устройством на валу 31 винтового насоса 32, а затем, в колонну насосно-компрессорных труб 3 спускается система - неподвижная длинномерная гибкая труба - подвижная длинномерная гибкая штанга с автосцепом и соединяется или, как другой вариант, сначала в скважину спускается колонна насосно-компрессорных труб 3, а затем, в нее спускается система - неподвижная длинномерная гибкая труба - подвижная длинномерная гибкая штанга с установленным винтовым насосом с автосцепом, например, в виде цангового соединения (не показано). После спуска в скважину системы неподвижная длинномерная гибкая труба - подвижная длинномерная гибкая штанга с автосцепом, например, в виде цангового соединения, позволяющего передавать вращательное движение, на устье колонна насосно- компрессорных штанг 3 через устьевую скважинную головку 25 подсоединяется к промысловому коллектору, длинномерная гибкая труба 1 через устьевой патрубок 40 соединяется с устьевой скважинной головкой 25 и через канал 24 подсоединяется к устройству (не показано) для расширения, подпитки и долива кольцевого пространства смазывающей жидкостью (емкость или гидронасос), а длинномерная гибкая штанга 2 присоединяется к силовому приводу 35 для ее вращения. Если в кольцевом пространстве 22 отсутствует смазывающая жидкость 23, то через канал 24 производят заполнение кольцевого пространства 22 смазывающей жидкостью 23. При включении силового привода 35 вращательное движение через подвижную длинномерную гибкую штангу 2 передается на вал 31 винтового насоса 32, который начинает перекачивать скважинную жидкость 13 на устье скважины. Изменение длины длинномерной гибкой штанги 2 от ее скручивания учитывается длиной патрубков. Downhole sucker rod pump installation with a screw pump operates as follows. A downhole sucker rod pumping unit with a screw pump can be lowered into the tubing string 3 as a unit with an automatic coupler on the shaft 31 of the screw pump 32, and then, into the tubing string 3 the system descends - a fixed long flexible pipe - a movable long flexible the rod with the automatic coupler and connects, or, as another option, first the tubing string 3 goes down into the well, and then the system goes down into it - a fixed long one flexible pipe - a movable long flexible rod with an installed screw pump with an automatic coupler, for example, in the form of a collet connection (not shown). After the descent into the borehole of the system, a fixed long flexible pipe — a movable long flexible rod with an automatic coupler, for example, in the form of a collet connection that allows transmitting rotational movement, is connected to the production manifold through the wellhead 25 through the wellhead 25 and is connected to a production manifold; a long flexible pipe 1 through the wellhead pipe 40 is connected to the wellhead 25 and through the channel 24 is connected to a device (not shown) for expansion, recharge and topping of the annular transmissions lubricating fluid (tank or hydraulic pump), and a long flexible rod 2 is attached to the actuator 35 for rotation. If in the annular space 22 there is no lubricating fluid 23, then through the channel 24 the annular space 22 is filled with lubricating fluid 23. When the power actuator 35 is turned on, rotational movement through the movable long flexible rod 2 is transmitted to the shaft 31 of the screw pump 32, which starts to pump the borehole fluid 13 at the wellhead. Changing the length of a long flexible rod 2 from twisting is taken into account by the length of the nozzles.
Промышленная применимость Industrial applicability
Предлагаемое изобретение позволяет существенно увеличить The invention allows to significantly increase
межремонтный период скважины, улучшить экологию, уменьшить энергозатраты на единицу добываемой жидкости. В качестве длинномерной гибкой трубы могут использоваться как новый, так и отработанный, отбракованный или сращенный колтюбинг. Кроме того, вместо стальной длинномерной гибкой трубы может использоваться армированный шланг или шлангокабель, например, выпускаемый российской фирмой well overhaul period, improve the environment, reduce energy costs per unit of produced fluid. As a long flexible pipe, both new and used, rejected or spliced coiled tubing can be used. In addition, instead of a steel long flexible pipe, a reinforced hose or umbilical, for example, manufactured by a Russian company, can be used
«Псковгеокабель». "Pskovgeokabel."

Claims

Формула изобретения Claim
1. Скважинная штанговая насосная установка, содержащая силовой привод и установленный в колонне насосно-компрессорныых труб скважинный насос, рабочий орган которого связан со штанговым приводом, отличающаяся тем, что штанговый привод состоит из неподвижной гибкой трубы, внутри которой размещена подвижная гибкая штанга, один конец которой соединен с силовым приводом на поверхности через устьевой полированный шток, а второй - с рабочим органом в виде плунжера скважинного насоса через насосный полированный шток, места входа и выхода подвижной гибкой штанги и неподвижной гибкой трубы уплотнены, кольцевое пространство между ними заполнено смазывающей жидкостью и имеет канал на устьевом конце, нижний и верхний концы неподвижной гибкой трубы соединены с устьевым и насосным патрубками, длина которых больше максимального хода плунжера скважинного насоса, причем, верхний конец устьевого патрубка соединен с уплотнительным узлом устьевого полированного штока, а нижний конец насосного патрубка соединен с уплотнительным узлом насосного полированного штока, который своим нижним концом жестко соединен со стаканом залитым жидкостью, посредством соединительного узла, имеющей удельный вес больший, чем откачиваемая жидкость с возможностью нахождения в ней уплотнительного узла полированного штока при любом его положении.  1. A downhole sucker rod pump installation comprising a power drive and a downhole pump installed in a tubing string, the working member of which is connected to a sucker rod drive, characterized in that the sucker rod drive consists of a fixed flexible tube, inside of which there is a movable flexible rod, one end which is connected to the power drive on the surface through the wellhead polished rod, and the second - with the working body in the form of a plunger of the borehole pump through the polished pump rod, the entry and exit of the slide the flexible flexible rod and the stationary flexible pipe are sealed, the annular space between them is filled with lubricating fluid and has a channel at the wellhead, the lower and upper ends of the stationary flexible pipe are connected to the wellhead and pump nozzles, the length of which is longer than the maximum stroke of the borehole pump plunger, and the upper end wellhead nozzle is connected to the sealing unit of the wellhead polished rod, and the lower end of the pump nozzle is connected to the sealing unit of the polished pump rod, which its lower the end is rigidly connected to the glass with the liquid filled in, by means of a connecting unit having a specific gravity greater than the pumped liquid with the possibility of finding the polished rod sealing unit in it at any position.
2. Скважинная штанговая насосная установка по п.1, отличающаяся тем, что кольцевое пространство, заполненное смазывающей жидкостью, содержит дополнительный канал для создания избыточного давления.  2. The downhole sucker rod pump installation according to claim 1, characterized in that the annular space filled with a lubricating fluid contains an additional channel for creating excess pressure.
3. Скважинная штанговая насосная установка по п.1, отличающаяся тем, что кольцевое пространство, заполненное смазывающей жидкостью, соединено с полостью перевернутого стакана посредством тарированного на расчетное давление перепускного клапана.  3. The downhole sucker rod pump installation according to claim 1, characterized in that the annular space filled with a lubricating fluid is connected to the cavity of the inverted cup by means of a bypass valve calibrated to the design pressure.
4. Скважинная штанговая насосная установка, содержащая силовой привод и установленный в колонне насосно-компрессорныых труб скважинный насос, рабочий орган которого связан со штанговым приводом, отличающаяся тем, что штанговый привод состоит из неподвижной гибкой трубы, внутри которой размещена подвижная гибкая штанга, один конец которой соединен с силовым приводом на поверхности через устьевой полированный шток, а второй, с рабочим органом в виде вала винтового насоса, через насосный полированный шток, места входа и выхода подвижной гибкой штанги и неподвижной гибкой трубы уплотнены, кольцевое пространство между ними заполнено смазывающей жидкостью и имеет канал на устьевом конце, нижний и верхний концы неподвижной гибкой трубы соединены с устьевым и насосным патрубками, причем, верхний конец устьевого патрубка соединен с уплотнительным узлом устьевого полированного штока, а нижний конец насосного патрубка соединен с уплотнительным узлом насосного полированного штока и с перевернутым стаканом, залитым смазывающей жидкостью. 4. A downhole sucker rod pump installation comprising a power drive and a downhole pump installed in a tubing string, the working member of which is connected to the sucker rod drive, characterized in that the sucker rod drive consists of a stationary flexible tube, inside of which there is a movable flexible rod, one end of which is connected to the power drive on the surface through a wellhead polished rod, and the second, with a working body in the form of a screw pump shaft, through a polished pump rod, the entry and exit points of the movable flexible rod and the stationary flexible pipe are sealed, the annular space between them is filled with lubricating fluid and has a channel at the wellhead, the lower and upper ends of the stationary flexible pipe s connected to the wellhead and pump nozzles, wherein the upper end of the wellhead with the sealing sleeve is connected to the polished rod the wellhead assembly, and the lower end of the pump tube is connected with the sealing assembly of the pump rod and polished with an inverted glass, flooded with lubricating fluid.
5. Скважинная штанговая насосная установка по п.4, отличающаяся тем, что кольцевое пространство, заполненное смазывающей жидкостью, содержит дополнительный канал для создания избыточного давления.  5. The downhole sucker rod pump installation according to claim 4, characterized in that the annular space filled with a lubricating fluid contains an additional channel for creating excess pressure.
6. Скважинная штанговая насосная установка по п.4, отличающаяся тем, что кольцевое пространство, заполненное смазывающей жидкостью, соединено с полостью перевернутого стакана посредством тарированного на расчетное давление перепускного клапана.  6. The downhole sucker rod pump installation according to claim 4, characterized in that the annular space filled with lubricating fluid is connected to the cavity of the inverted cup by means of a bypass valve calibrated to the design pressure.
PCT/RU2015/000331 2014-06-02 2015-05-26 Downhole sucker rod pump assembly (variants) WO2015187057A1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US15/315,602 US20170191477A1 (en) 2014-06-02 2015-05-26 A downhole sucker rod pumping unit

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2014122153 2014-06-02
RU2014122153/06A RU2550842C1 (en) 2014-06-02 2014-06-02 Oil-well sucker-rod pumping unit (versions)

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2015187057A1 true WO2015187057A1 (en) 2015-12-10

Family

ID=53294155

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2015/000331 WO2015187057A1 (en) 2014-06-02 2015-05-26 Downhole sucker rod pump assembly (variants)

Country Status (3)

Country Link
US (1) US20170191477A1 (en)
RU (1) RU2550842C1 (en)
WO (1) WO2015187057A1 (en)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN106154349A (en) * 2016-08-25 2016-11-23 中水北方勘测设计研究有限责任公司 Connection guide rod assembly for deep hole detecting devices
CN108049824A (en) * 2017-11-30 2018-05-18 中国石油化工股份有限公司 Flow string and oil-gas mining operational method

Families Citing this family (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP3612713B1 (en) * 2017-04-17 2023-07-26 Baker Hughes Holdings LLC Dual-walled coiled tubing with downhole flow actuated pump
CN110725656B (en) * 2019-12-18 2020-05-05 胜利油田新大管业科技发展有限责任公司 Telescopic mechanism and sucker rod lifting and releasing device
CN116025294B (en) * 2023-03-29 2023-05-30 胜利油田兴达高祥新材料有限责任公司 Underground high-tensile self-escape composite continuous pipe

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP0145154A1 (en) * 1983-10-05 1985-06-19 Texas Forge & Tool Limited Improvements in or relating to rods
GB2163465A (en) * 1984-08-21 1986-02-26 Timothy John Godfrey Francis Drill rod for drilling boreholes
US4822201A (en) * 1986-07-04 1989-04-18 Nippon Kokan Kabushiki Kaisha Coupling pin for sucker rod made of fiber-reinforced plastic material
RU2117132C1 (en) * 1996-09-18 1998-08-10 Левон Степанович Мирзоян Pump rod
RU2235905C1 (en) * 2003-05-07 2004-09-10 Эйсимонтт Светлана Анатольевна Oil-well sucker-rod pumping unit

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP0145154A1 (en) * 1983-10-05 1985-06-19 Texas Forge & Tool Limited Improvements in or relating to rods
GB2163465A (en) * 1984-08-21 1986-02-26 Timothy John Godfrey Francis Drill rod for drilling boreholes
US4822201A (en) * 1986-07-04 1989-04-18 Nippon Kokan Kabushiki Kaisha Coupling pin for sucker rod made of fiber-reinforced plastic material
RU2117132C1 (en) * 1996-09-18 1998-08-10 Левон Степанович Мирзоян Pump rod
RU2235905C1 (en) * 2003-05-07 2004-09-10 Эйсимонтт Светлана Анатольевна Oil-well sucker-rod pumping unit

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN106154349A (en) * 2016-08-25 2016-11-23 中水北方勘测设计研究有限责任公司 Connection guide rod assembly for deep hole detecting devices
CN108049824A (en) * 2017-11-30 2018-05-18 中国石油化工股份有限公司 Flow string and oil-gas mining operational method

Also Published As

Publication number Publication date
RU2550842C1 (en) 2015-05-20
US20170191477A1 (en) 2017-07-06

Similar Documents

Publication Publication Date Title
WO2015187057A1 (en) Downhole sucker rod pump assembly (variants)
RU2765527C2 (en) Double-action pumping system with hydraulic drive for extraction of fluids from inclined well
WO2017111661A1 (en) Small immersion pump assembly
RU2498058C1 (en) Oil-well sucker-rod pumping unit for water pumping to stratum
CA2871378C (en) Deviation tolerant well plunger pump
WO2019013675A1 (en) Downhole pump
RU91118U1 (en) HOLLOW PUMP BAR
EA018864B1 (en) Oil well plunger pumping
CN100395427C (en) Oil production method with no pole and oil production system
CN102720663A (en) Special oil-well pump for multifunctional submersible linear motor
RU2549937C1 (en) Downhole pump
CN113123950B (en) Submersible electric plunger pump
RU2506456C1 (en) Borehole pump unit
RU2440514C1 (en) Oil-well pumping unit
CN105464628A (en) Suspension type underground hydraulic rod type pumping production device
RU103144U1 (en) SUBMERSIBLE Borehole Diaphragm Pump
RU2398091C2 (en) Hollow bucket rod
RU118695U1 (en) Borehole plunger pumping unit
RU2519154C1 (en) Downhole pump unit
CN104329244B (en) A kind of capsule combination pump
CN204312301U (en) A kind of capsule combination pump
RU153600U1 (en) DUAL ACTION Borehole Pump
RU2559206C1 (en) Downhole pump unit
CN107725345B (en) Load-relieving structure and pumping unit with it
CN102155392B (en) Injection-extraction integrated sand prevention oil-well pump

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: 15803389

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 15315602

Country of ref document: US

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

32PN Ep: public notification in the ep bulletin as address of the adressee cannot be established

Free format text: NOTING OF LOSS OF RIGHTS PURSUANT TO RULE 112(1) EPC (EPO FORM 1205A DATED 10/04/2017)

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 15803389

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1