RU1800109C - Method of mounting bore hole sucker-rod pump - Google Patents
Method of mounting bore hole sucker-rod pumpInfo
- Publication number
- RU1800109C RU1800109C SU914915570A SU4915570A RU1800109C RU 1800109 C RU1800109 C RU 1800109C SU 914915570 A SU914915570 A SU 914915570A SU 4915570 A SU4915570 A SU 4915570A RU 1800109 C RU1800109 C RU 1800109C
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pump
- rod
- plunger
- string
- cylinder
- Prior art date
Links
Landscapes
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
Abstract
Сущность изобретени : соедин ют цилиндр насоса с колонной насосно-компрес- сор ных труб. Устанавливают в цилиндр всасывающий клапан и плунжер со штоком, Соедин ют шток с колонной штанг. Провод т гидравлическое испытание насоса и колонны труб. Установку клапана и плунжера и гидравлическое испытание выполн ют на поверхности. Соединение насоса с колонной производ т с подсекционным спуском в скважину. После спуска каждой секции производ т гидравлические испытани колонны труб. Соединение колонны штанг со штоком производ т по завершении гидравлических испытаний колонны труб. 1 ил.SUMMARY OF THE INVENTION: A pump cylinder is connected to a tubing string. A suction valve and a plunger with a rod are installed in the cylinder. The rod is connected to the rod string. A hydraulic test of the pump and pipe string is carried out. Valve and plunger installation and hydraulic testing are performed on the surface. The pump is connected to the column with subsection descent into the well. After the descent of each section, hydraulic testing of the pipe string is carried out. The connection of the rod string to the rod is carried out upon completion of the hydraulic testing of the pipe string. 1 ill.
Description
Изобретение относитс к механизированной добыче нефти, а именно к эксплуатации скважин невставными штанговыми насосами.FIELD OF THE INVENTION This invention relates to mechanized oil production, and in particular to the operation of wells by non-standard sucker rod pumps.
Целью изобретени вл етс повышение надежности работы насоса и снижение трудозатрат на монтаж и его испытание.The aim of the invention is to increase the reliability of the pump and reduce the labor costs for installation and testing.
Технологи способа монтажа невставного скважинного штангового насоса заключаетс в следующем.Techniques for mounting a non-sequential borehole sucker rod pump are as follows.
Невставной скважинный насос перед спуском в скважину подготавливаетс и собираетс в мастерских нефтепромысла.A non-standard borehole pump is prepared and assembled in oil workshops before being lowered into the well.
На чертеже показан продольный разрез невставного скважинного штангового насоса в процессе его эксплуатации в скважине ,The drawing shows a longitudinal section of a non-integrated borehole sucker rod pump during its operation in the well,
Невставной скважинный штанговый насос включает в себ цилиндр 1 с установленным в его нижней части посадочным седлом 2, всасывающий клапан 3 со штоком 4, а также плунжер 5 с нагнетательным клапаном 6, оборудованным ловителем 7 и навернутым на верхний конец плунжера 5 штоком 8.A non-standard borehole sucker rod pump includes a cylinder 1 with a seating seat 2 installed in its lower part, a suction valve 3 with a stem 4, and also a plunger 5 with a pressure valve 6 equipped with a catcher 7 and screwed onto the upper end of the plunger 5 by a rod 8.
В процессе сборки насоса все его узлы провер ютс на герметичность в следующей последовательности.During the assembly of the pump, all its components are checked for leaks in the following sequence.
Первоначально собирают цилиндр насоса 1, а затем в его посадочное седло 2 устанавливают всасывающий клапан 3. После этого полость цилиндра 1 соедин ют с нагнетательной линией опрессовочного гидравлического насоса (не показано) и создают ъ ней давление, вл ющеес максимальным рабочим давлением дл данного типоразмера невставного скважинного штангового насоса с учетом нормативного коэффициента запаса прочности.First, the cylinder of the pump 1 is assembled, and then a suction valve 3 is installed in its seat saddle 2. After that, the cavity of the cylinder 1 is connected to the discharge line of the pressure hydraulic pump (not shown) and the pressure is created at it, which is the maximum working pressure for this size downhole sucker rod pump, taking into account the standard safety factor.
0000
о оoh oh
-г-g
о юabout y
Таким образом провер етс герметичность цилиндра 1, сопр гаемых поверхностей посадочного седла 2 и всасывающего клапана 3, а также и герметичность самого всасывающего клапана 3.In this way, the tightness of the cylinder 1, the mating surfaces of the landing seat 2 and the suction valve 3, as well as the tightness of the suction valve 3 itself are checked.
Затем избыточное давление в полости цилиндра 1 сбрасывают, отсоедин ют цилиндр 1 от нагнетательной линии опрессо- вочного насоса и вставл ют в цилиндр 1 плунжер 5 с нагнетательным клапаном б и навернутым на конец плунжера 5 штоком 8. Отжимают шарик всасывающего клапана 3, подсоедин ют нагнетательную линию оп- рессовочного насоса и создают в цилиндре давление опрессовки. При этом провер етс герметичность нагнетательного клапана 6 плунжера 5, а также величина утечки жидкости через зазор между цилиндром 1 и плун жером 5 насоса. Таким образом все узлы невставного скважинного штангового насоса перед спуском в скважину подвергаютс гидравлической проверке.Then the excess pressure in the cavity of the cylinder 1 is relieved, the cylinder 1 is disconnected from the discharge line of the injection pump and the plunger 5 with the discharge valve b and the rod 8 screwed onto the end of the plunger 5 are inserted into the cylinder 1. The suction valve 3 is pressed, the discharge is connected line of the pressure pump and create pressure in the cylinder. In this case, the tightness of the discharge valve 6 of the plunger 5 is checked, as well as the amount of fluid leakage through the gap between the cylinder 1 and the plunger 5 of the pump. In this way, all components of the non-sequential downhole sucker-rod pump are hydraulically checked before being lowered into the well.
. После этого полностью собранный и проверенный невставной скважинный штанговый насос крепитс к колонне насос- но-компрессорных труб 9 (НКТ) и спускаетс на них в скважину. Заполнение полости труб 9 скважинной жидкостью происходит через всасывающий 3 и нагнетательный 6 клапаны насоса. После спуска секции НКТ определенной длины в скважину посредством насосного агрегата в них создаетс избыточное давление требуемо й величины. Отсутствие снижени давлени в полости НКТ свидетельствует о герметичности колонны труб 9.. Thereafter, a fully assembled and tested non-sequential well sucker rod pump is attached to the tubing string 9 (tubing) and lowered into the well. The filling of the cavity of the pipes 9 with the borehole fluid occurs through the suction 3 and pressure 6 valves of the pump. After the tubing section of a certain length is lowered into the well by means of a pump unit, an excess pressure of the required value is created in them. The absence of pressure reduction in the tubing cavity indicates the tightness of the pipe string 9.
После этого снимаетс избыточное давление , производитс спуск очередной секции КНТ и операци повтор етс .After that, the excess pressure is removed, the next section of the CST is launched, and the operation is repeated.
Таким образом производитс посекционна проверка герметичности труб 9 при спуске насоса на требуемую глубину, без применени какого-либо специального оп- рессовочного устройства. Затем производ т спуск в скважину колонны насосных штанг 10, оборудованных автосцепом 11, и производ т захват, штока 8 плунжера 5 насоса . После этого приподнимают плунжер 5 насоса на 250-300 мм от его крайнего нижнего положени в цилиндре 1, устанавливают устьевое оборудование и пускают насос в эксплуатацию.Thus, a sectional check of the tightness of the pipes 9 is carried out when the pump is lowered to the required depth, without the use of any special pressure testing device. Then, a string of pump rods 10 equipped with an automatic coupler 11 is lowered into the well and a rod 8 of the pump plunger 5 is gripped. After that, the plunger 5 of the pump is raised 250-300 mm from its lowest position in cylinder 1, the wellhead equipment is installed and the pump is put into operation.
При замене насоса спускают плунжер 5 до посадки на всасывающий клапан 3 и проворачивают насосные штанги 10, при этом шток 4 всасывающего клапана 3 входит в замок ловител 7, установленного на нижнем конце плунжера 5. После этого производ т подъем насосных штанг 10 с плунжером 5 и всасывающим клапаном 3 наWhen replacing the pump, lower the plunger 5 until it lands on the suction valve 3 and rotate the sucker rods 10, while the rod 4 of the suction valve 3 enters the lock of the catcher 7 installed on the lower end of the plunger 5. After that, the sucker rods 10 are lifted with the plunger 5 and 3 inlet valve
поверхность. После чего производ т подъем КНТ с порожним цилиндром 1 насоса на конце.surface. Then, the CST is lifted with the empty cylinder 1 of the pump at the end.
Способ монтажа невставного скважинного штангового насоса гарантирует герметичность всех узлов насоса и насосно- компрессорных труб, что обеспечивает нормальную его работоспособность. Кроме того, исключаетс повреждение поверхности плунжера, за счет чего снижаютс утечки жидкости в плунжерной паре и увеличиваетс межремонтный период эксплуатации насоса. Также осуществл етс возможность использовани самоуплотн ющихс плунжеров, которые при определенных услови х дают выигрыш в объемной подаче насоса.The method of mounting an unintended borehole sucker rod pump ensures the tightness of all pump units and tubing, which ensures its normal operation. In addition, damage to the surface of the plunger is avoided, thereby reducing fluid leakage in the plunger pair and increasing the overhaul period of the pump. It is also possible to use self-sealing plungers which, under certain conditions, give a gain in the pump volumetric flow.
Данный способ применим при монтаже всех типоразмеров невставных сквэжинных штанговых насосов.This method is applicable for the installation of all sizes of non-standard well borehole sucker rod pumps.
Прим е р. Выбираем гипотетическую скважину глубиной Н 2000 м. Дебит добываемой жидкости Ож 50 м /сут. Скважина эксплуатируетс невставным штанговым насосом типа НСН2-43 с диаметром плунжера Д 43 мм. Глубина спуска насоса Нн 1400 м. Устьевое давление при работе насоса Руст. 1,5 МПа. Опрессовку насоса производ т на максимальное давление, возможное в процессе его работы. Максимальный перепад давлени , воздействующий на насос, возможен при освоении скважины глубинным насосом после рлера- ции подземного ремонта, когда ее ствол полностью заполнен задавочной жидкостью , при том допущении, что при откачке задавочной жидкости уровень ее снижаетс до приема насоса. В качестве задавочной жидкости принимают техническую воду, 0 плотностьюр ЮООкг/м3.Example We select a hypothetical well with a depth of H 2000 m. The flow rate of the produced fluid is Og 50 m / day. The well is operated by an NSH2-43 type non-inserted sucker rod pump with a plunger diameter of 43 mm. Depth of descent of the pump Нн 1400 m. Wellhead pressure during pump operation Rust. 1.5 MPa. The pump is crimped to the maximum pressure possible during its operation. The maximum pressure drop acting on the pump is possible when the well is developed by a deep pump after underground repair is performed, when its wellbore is completely filled with filling fluid, provided that when the filling fluid is pumped out, its level decreases before the pump is received. As the filling fluid, technical water, 0 with a density of UOOkg / m3, is taken.
Таким образом, максимальный перепад давлени в полости насоса при снижении уровн жидкости в затрубном пространстве до приема насосз будет равенThus, the maximum pressure drop in the pump cavity with a decrease in the liquid level in the annulus prior to pumping will be equal to
Р Руст + (Нн)х 1,5+14 15,5МПа.R Rust + (Nn) x 1.5 + 14 15.5MPa.
Дл обеспечени надежности работы насоса и герметичности подъемных труб принимают коэффициент запаса прочности п 1,25.To ensure the reliability of the pump and the tightness of the lifting pipes, a safety factor of 1.25 is adopted.
Таким образом опрессовочное давление равноThus, the pressure test is
Ропр. - Р х п 15,5 х 1,25 19,375 МПа. Принимают опрессовочное давление рав-. ным Ропр. 20 МПа.Ropr. - R x p 15.5 x 1.25 19.375 MPa. Take a pressure test equal to. Nim Ropr. 20 MPa.
Далее по описанной выше последовательности операций производ т опрессов- ку узлов насоса на данное давление, его спуск в скважину, проверку герметичности подъемных труб и запуск насоса в эксплуатацию .Then, according to the sequence of operations described above, the pump units are tested for a given pressure, it is lowered into the well, tightness of the lifting pipes is checked and the pump is put into operation.
00
55
00
55
00
55
55
00
55
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU914915570A RU1800109C (en) | 1991-01-03 | 1991-01-03 | Method of mounting bore hole sucker-rod pump |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU914915570A RU1800109C (en) | 1991-01-03 | 1991-01-03 | Method of mounting bore hole sucker-rod pump |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU1800109C true RU1800109C (en) | 1993-03-07 |
Family
ID=21562924
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU914915570A RU1800109C (en) | 1991-01-03 | 1991-01-03 | Method of mounting bore hole sucker-rod pump |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU1800109C (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN102094797A (en) * | 2011-03-10 | 2011-06-15 | 满灵子 | Rodless electric submersible hydraulic propulsion plunger type deep-well defueling pump |
-
1991
- 1991-01-03 RU SU914915570A patent/RU1800109C/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Махмудов А.С. Монтаж, эксплуатаци и ремонт штанговых насосных установок. Справочник. М.: Недра, 1987, с.61-69. * |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN102094797A (en) * | 2011-03-10 | 2011-06-15 | 满灵子 | Rodless electric submersible hydraulic propulsion plunger type deep-well defueling pump |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CA2503917C (en) | Apparatus and method for reducing gas lock in downhole pumps | |
US9435163B2 (en) | Method and apparatus for removing liquid from a horizontal well | |
US4267888A (en) | Method and apparatus for positioning a treating liquid at the bottom of a well | |
CN109915039B (en) | Oil and gas well reservoir protection completion pipe string, installation method and upper pipe string replacement method | |
CN108443126B (en) | Hydraulic piston pump, underground pump unit and underground liquid discharge testing system | |
CN105804680A (en) | Under-pressure well repairing working device and method of oil-gas field | |
CN109779563B (en) | Combined oil pump for preventing well flushing from polluting oil layer | |
CN110735618B (en) | Oil extraction and water injection pipe column | |
RU1800109C (en) | Method of mounting bore hole sucker-rod pump | |
RU2513896C1 (en) | Method of dual operation of two strata with one well | |
CN116816308A (en) | Oil-free pipe paraffin removal lifting device for small-bore shale oil well | |
RU184655U1 (en) | LIQUID INJECTION INSTALLATION | |
CN114482950B (en) | Injection increasing device for water injection well | |
CN113738314B (en) | Integrated pump-suction combined operation pressurized rotary pump pipe column and plugging tool and method | |
CN109209284A (en) | A kind of long well section casing damaged well subsidy bracing means | |
EP0859126B1 (en) | Method and apparatus for loading fluid into subterranean formations | |
RU2720727C1 (en) | Method for determination of tightness of downhole equipment for simultaneous separate operation | |
RU72715U1 (en) | DEVICE FOR CEMENTING A TAIL IN A WELL | |
CN1029491C (en) | Hollow oil pump and extracting process | |
CN221120200U (en) | Variable displacement rod type oil pump | |
SU1684466A1 (en) | Method of tubing pressure testing in hole | |
CN114961656B (en) | Gas lift production string with pressure limiting fracture plug device and oil well plugging operation method | |
RU2792479C1 (en) | Method for optimizing fluid recovery from a well equipped with a sucker rod pump | |
RU2798647C1 (en) | Downhole pumping unit for pipeless well operation | |
RU2658085C1 (en) | Installation for dual oil well operation and method of measuring formation production |