RU2361115C1 - Bottomhole pump set for product lifting along well flow string - Google Patents
Bottomhole pump set for product lifting along well flow string Download PDFInfo
- Publication number
- RU2361115C1 RU2361115C1 RU2008112335/06A RU2008112335A RU2361115C1 RU 2361115 C1 RU2361115 C1 RU 2361115C1 RU 2008112335/06 A RU2008112335/06 A RU 2008112335/06A RU 2008112335 A RU2008112335 A RU 2008112335A RU 2361115 C1 RU2361115 C1 RU 2361115C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- packer
- cylinder
- tailpiece
- shank
- well
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для эксплуатации добывающих скважин, в том числе с высоковязкой продукцией, а также в скважинах малого диаметра.The invention relates to the oil industry and can be used for the operation of producing wells, including highly viscous products, as well as in small diameter wells.
Известна глубинно-насосная установка с насосом обсадной трубы (Добыча нефти глубинными штанговыми насосами. Шеллер-Блекманн ГМБХ, Терниц, Австрия, 1988, - стр.24). Глубинно-насосная установка содержит скважинный насос с узлом крепления, колонну насосных штанг с центраторами и якорный пакер, установленный в обсадной трубе скважины. Штанговый насос опускается в скважину на колонне насосных штанг, и на заданной глубине узел крепления фиксируется в якорном пакере. При работе насоса подъем продукции скважины осуществляется по колонне обсадных труб.A well-known deep-well pumping unit with a casing pump (Oil production by deep-well sucker rod pumps. Scheller-Bleckmann GMBH, Ternitz, Austria, 1988, p. 24). The downhole pump installation includes a borehole pump with a mount, a string of pump rods with centralizers, and an anchor packer installed in the casing of the well. The sucker rod pump is lowered into the well on the string of sucker rods, and at a given depth, the attachment point is fixed in the anchor packer. When the pump is running, the well production is lifted along the casing string.
Недостатки глубинно-насосной установки:Disadvantages of a downhole pump installation:
- невозможность глушения скважины при проведении ремонта предполагает использование установки только на скважинах, имеющих пластовое давление ниже гидростатического, что сужает область применения установки;- the impossibility of killing a well during repair involves the use of the installation only in wells having reservoir pressure below hydrostatic, which narrows the scope of the installation;
- низкий коэффициент наполнения штангового насоса, поскольку весь газ, поступающий из продуктивного пласта вместе с жидкостью, попадает в насос, так как якорный пакер отсекает фильтровую полость скважины от нагнетательной.- low filling coefficient of the sucker rod pump, since all the gas coming from the reservoir together with the liquid enters the pump, since the anchor packer cuts the filter cavity of the well from the injection.
Наиболее близкой по технической сущности и достигаемому результату является «Глубинно-насосная установка для эксплуатации добывающих скважин» (патент RU №33180, F04B 47/02, опубл. Бюл. №28 от 10.10.2003 г.), включающая штанговый насос, содержащий цилиндр, приемный клапан, плунжер с управляемым нагнетательным клапаном, присоединенный к колонне насосных штанг с центраторами, узел крепления, якорный пакер и перепускное устройство, размещенное между приемным клапаном и узлом крепления.The closest in technical essence and the achieved result is a "Deep-pumping unit for the operation of producing wells" (patent RU No. 33180, F04B 47/02, publ. Bull. No. 28 from 10.10.2003), including a sucker rod pump containing a cylinder , a receiving valve, a plunger with a controlled discharge valve, attached to the column of sucker rods with centralizers, a mounting unit, an anchor packer and a bypass device located between the receiving valve and the mounting unit.
Недостатком установки является высокая трудоемкость монтажа, а при необходимости и демонтажа якорного пакера на заданной глубине. Кроме того, в скважинах малого диаметра монтаж якорного пакера невозможен, что сужает область применения установки.The disadvantage of the installation is the high complexity of the installation, and if necessary, the dismantling of the anchor packer at a given depth. In addition, in small diameter wells, the installation of an anchor packer is not possible, which narrows the scope of the installation.
Технической задачей изобретения является снижение трудоемкости монтажа-демонтажа и сокращение времени спуска-подъема установки в скважине, а также расширение области ее применения за счет возможности использования в скважинах малого диаметра.An object of the invention is to reduce the complexity of installation-dismantling and reducing the time of the lowering and lifting of the installation in the well, as well as expanding the scope of its application due to the possibility of using small diameter wells.
Техническая задача решается глубинно-насосной установкой, включающей штанговый насос, содержащий цилиндр, приемный клапан, плунжер с управляемым нагнетательным клапаном, присоединенный к колонне насосных штанг с центраторами, пакер и перепускное устройство.The technical problem is solved by a downhole pump installation including a sucker rod pump containing a cylinder, a suction valve, a plunger with a controlled discharge valve, connected to a string of pump rods with centralizers, a packer and a bypass device.
Новым является то, что глубинно-насосная установка ниже перепускного устройства снабжена полым хвостовиком, состоящим из верхней и нижней частей, с дополнительным перепускным устройством, пакером, выполненным в виде самоуплотняющихся манжет с расстоянием между рядом расположенными самоуплотняющимися манжетами, превышающим расстояние между торцами труб в муфтовых соединениях эксплуатационной колонны, и упором, причем ниже пакера и выше упора хвостовик снабжен боковыми отверстиями, а дополнительное перепускное устройство выполнено в виде цилиндра, соединенного с нижней частью хвостовика, с боковыми каналами, сообщающимися с внутренней полостью хвостовика, и полого поршня, соединенного с верхней частью хвостовика, с возможностью ограниченного осевого перемещения вниз относительно цилиндра с герметичным перекрытием сообщения между боковыми каналами цилиндра и внутренней полостью хвостовика.New is that the deep-pumping unit below the bypass device is equipped with a hollow shank consisting of upper and lower parts, with an additional bypass device, a packer made in the form of self-sealing cuffs with a distance between adjacent self-sealing cuffs exceeding the distance between the ends of the pipes in the coupling the connections of the production casing and the stop, and below the packer and above the stop, the shank is provided with side openings, and an additional bypass device is made in in the form of a cylinder connected to the lower part of the shank, with side channels communicating with the inner cavity of the shank, and a hollow piston connected to the upper part of the shank, with the possibility of limited axial movement downward relative to the cylinder with hermetic overlap of the message between the side channels of the cylinder and the inner cavity of the shank.
На фиг.1 схематично показан общий вид глубинно-насосной установки, на фиг.2 - то же, при ее спуске-подъеме в скважине.Figure 1 schematically shows a General view of a deep-well pumping installation, figure 2 is the same when it is lowering-rising in the well.
Глубинно-насосная установка (см. фиг.1) включает штанговый насос 1, состоящий из цилиндра 2, приемного клапана 3, плунжера 4 с управляемым нагнетательным клапаном 5, присоединенного к колонне насосных штанг 6 с центраторами 7. Под приемным клапаном 3 расположено перепускное устройство 8. Ниже перепускного устройства 8 расположен полый хвостовик 9, состоящий из верхней 10 и нижней 11 частей. На нижней части 11 хвостовика 9 расположен пакер 12, выполненный в виде самоуплотняющихся манжет 13, и упор 14. Ниже пакера 12 и выше упора 14 хвостовик снабжен боковыми отверстиями 15 и 16. На хвостовике 9 расположено дополнительное перепускное устройство 17, выполненное в виде цилиндра 18, соединенного с нижней частью 11 хвостовика 9, с боковыми каналами 19 (см. фиг.2), сообщающимися с внутренней полостью 21 хвостовика 9, и полого поршня 20, соединенного с верхней частью 10 хвостовика 9. Полый поршень 20 выполнен с возможностью ограниченного осевого перемещения вниз относительно цилиндра 18 (см. фиг.1). Ограниченность осевого перемещения полого плунжера 20 может быть достигнута сужениями 22 и 23, выполненными на концах цилиндра 18. Герметичность перекрытия сообщения между боковыми каналами 19 и внутренней полостью 21 хвостовика 9 может быть достигнута несколькими вариантами выполнения, например перекрытием боковых каналов 19 цилиндра 18 наружной цилиндрической поверхностью полого поршня 20 (см. фиг.1) либо взаимодействием нижнего конца полого поршня с нижним сужением цилиндра с применением уплотнительных материалов (не показано).The downhole pumping unit (see Fig. 1) includes a sucker-rod pump 1, consisting of a cylinder 2, a suction valve 3, a plunger 4 with a controllable discharge valve 5 connected to a string of
Глубинно-насосная установка работает следующим образом. Глубинно-насосную установку собирают на месте эксплуатации и на колонне насосных штанг 6 (см. фиг.2), спускают в скважину 24. При спуске оборудования цилиндр 18, соединенный с нижней частью 11 хвостовика 9, под действием силы тяжести висит на полом поршне 20, соединенным с верхней частью 10 хвостовика 9, при этом полый поршень 20 взаимодействует с сужением 22 цилиндра 18. В таком положении полого поршня 20 относительно цилиндра 18 боковые каналы 19 дополнительного перепускного устройства 17 открыты, и через них полость 21 хвостовика 9 сообщается с полостью 25 скважины 24, расположенной над пакером 12. Жидкость, находящаяся в скважине 24, перетекает через боковое отверстие 15 хвостовика 9 по его полости 21 и далее через отверстия 19 дополнительного перепускного устройства 17 в полость 25 скважины 24.The downhole pumping unit operates as follows. The downhole pump installation is assembled at the operating site and on the string of pump rods 6 (see FIG. 2), lowered into the
В конце спуска оборудования нижняя часть 11 хвостовика 9 (см. фиг.1) через упор 14 устанавливается на забое 26 скважины 24. Полый поршень 20, соединенный с верхней частью 10 хвостовика 9, продолжает перемещение относительно цилиндра 18, установленного на нижней части 11 хвостовика 9, и упирается в сужение 23 цилиндра 18. В таком положении полого поршня 20 относительно цилиндра 18 герметично перекрывается сообщение между боковыми каналами 19 цилиндра 18 и внутренней полостью 21 хвостовика 9. При этом полость 25 скважины 24, расположенная над пакером 12, надежно разобщается с полостью 27 скважины 24, расположенной под пакером 12.At the end of the descent of the equipment, the
После подгонки длины колонны насосных штанг 6 глубинно-насосная установка пускается в работу. Привод (не показан) через колонну насосных штанг 6 с центраторами 7 передает плунжеру 4 возвратно-поступательное движение. Продукция скважины и весь выходящий из продуктивного пласта 28 газ поступают в штанговый насос 1 из подпакерной полости 27 скважины 24 через боковые отверстия 15 по полости 21 хвостовика 9 и нагнетаются в надпакерную полость 25 скважины 24, по которой осуществляется подъем продукции к устью 29 и далее в напорную линию.After adjusting the length of the string of
Далее циклы работы повторяются.Further work cycles are repeated.
Центраторы 7 предотвращают взаимное соприкосновение и износ колонны насосных штанг 6 и внутренней поверхности стенок скважины 24.Centralizers 7 prevent mutual contact and wear of the string of
В плунжере 4 применен управляемый нагнетательный клапан 5, открывающийся в начале движения хода колонны штанг 6 вниз независимо от перепада давления над и под нагнетательным клапаном 5, что достигается жесткой связью запирающего элемента управляемого нагнетательного клапана 5 с колонной насосных штанг 6. При этом попавший в штанговый насос 1 вместе с продукцией газ через открытый управляемый нагнетательный клапан 5 поступает в надпакерную полость 25 скважины 24. Применение плунжера 4 с управляемым нагнетательным клапаном 5 позволяет уменьшить вредное влияние газа на работоспособность и производительность насоса 1. С началом хода колонны насосных штанг 6 вверх нагнетательный клапан 5 закрывается, давление под плунжером 4 снижается, открывается приемный клапан 3 и продукция скважины поступает в насос 1.In the plunger 4, a controlled discharge valve 5 is used, which opens at the beginning of the movement of the
Под приемным клапаном 3 штангового насоса 1 расположено перепускное устройство 8, которое позволяет при ремонте скважины 24 произвести ее глушение. Жидкость глушения под давлением подается в надпакерную полость 25 скважины 24 с устья 29, и при создании величины избыточного давления в надпакерной полости 25 выше расчетной допустимой перепускное устройство 8 срабатывает (например, разрушается мембрана 30), надпакерная полость 25 скважины 24 сообщается с полостью 21 хвостовика 9 и через его боковые отверстия 15 с подпакерной полостью 27 скважины 24, при этом жидкость, находящаяся в скважине 24, продавливается в продуктивный пласт 28 и замещается жидкостью глушения.A bypass device 8 is located under the suction valve 3 of the sucker rod pump 1, which allows killing during the repair of the
Дополнительное перепускное устройство 17, установленное над самоуплотняющимся пакером 12, позволяет при спуске-подъеме оборудования сообщать надпакерную 25 (см. фиг.2) и подпакерную 27 полости скважины 24, что исключает поршневание жидкости пакером 12 при перемещениях оборудования по стволу скважины 24. Это значительно сокращает время спуска оборудования в скважину 24 при монтаже, а при демонтаже позволяет извлечь все оборудование из скважины 24 обычной колонной насосных штанг 6, потому что она не нагружается весом столба жидкости в скважине 24. По этой же причине не происходит загрязнение приустьевой площадки скважинной жидкостью, поскольку вся жидкость остается в скважине 24.An
Выполнение пакера 12 с самоуплотняющимися манжетами 13 позволяет исключить дополнительную операцию по посадке пакера на заданной глубине в скважине 24 с помощью специального инструмента, спускаемого на колонне труб, а затем извлечение этого инструмента, а также расширить область применения установки в скважинах малого диаметра, где применение инструмента по посадке пакера затруднительно или невозможно.The implementation of the
Пакер 12 содержит не менее двух самоуплотняющихся манжет 13, причем расстояние между рядом расположенными манжетами превышает расстояние между торцами труб в муфтовых соединениях (на фиг. не показаны) эксплуатационной колонны 31 скважины 24, что позволяет исключить такую трудоемкую и дорогостоящую операцию, как определение нахождения муфтового стыка труб эксплуатационной колонны 31, а также дает возможность избежать тщательной подгонки длины хвостовика 9, поскольку даже если одна из самоуплотняющихся манжет 13 пакера 12 случайно окажется в муфтовом соединении труб, то вторая надежно разобщит надпакерную 25 и подпакерную 27 полости скважины 24. При пуске установки в работу давление жидкости в надпакерной полости 25 превысит давление жидкости в подпакерной полости 27, и чем больше будет перепад давления над и под пакером 12, тем с большим усилием самоуплотняющиеся манжеты 13 будут поджиматься к стенкам эксплуатационной колонны 31, обеспечивая герметичное разобщение вышеупомянутых полостей скважины 24.The
Применение хвостовика 9, упирающегося на забой 26 скважины 24, позволяет установить скважинное оборудование на заданной глубине в скважине 24 и исключает его самопроизвольное перемещение под действием динамических нагрузок, возникающих при работе глубинно-насосной установки. Общая длина хвостовика 9 определяется расстоянием от забоя 26 скважины 24 до заданного места расположения штангового насоса 1, длина же нижней части 11 хвостовика 9 должна обеспечивать расположение пакера 12 в скважине 24 выше продуктивного пласта 28. На нижнем конце хвостовика 9 установлен упор 14, увеличивающий площадь опоры и соответственно уменьшающий удельное давление от веса оборудования и столба жидкости в скважине 24 на забой 26. Отверстия 16, выполненные на нижнем конце хвостовика 9, позволяют скважинной жидкости слиться из полости 21 хвостовика 9 при извлечении оборудования из скважины 24 и предотвратить загрязнение приустьевой площадки.The use of the
Использование предлагаемой глубинно-насосной установки для подъема продукции по эксплуатационной колонне скважины позволяет значительно снизить трудоемкость монтажа-демонтажа и сократить время спуска-подъема установки в скважине, а также расширить область ее применения за счет возможности использования в скважинах малого диаметра.Using the proposed deep-well pumping unit for lifting products along the production casing of the well can significantly reduce the complexity of installation-dismantling and reduce the time of launching and lifting the installation in the well, as well as expand its scope due to the possibility of using small diameter wells.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2008112335/06A RU2361115C1 (en) | 2008-03-31 | 2008-03-31 | Bottomhole pump set for product lifting along well flow string |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2008112335/06A RU2361115C1 (en) | 2008-03-31 | 2008-03-31 | Bottomhole pump set for product lifting along well flow string |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2361115C1 true RU2361115C1 (en) | 2009-07-10 |
Family
ID=41045818
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2008112335/06A RU2361115C1 (en) | 2008-03-31 | 2008-03-31 | Bottomhole pump set for product lifting along well flow string |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2361115C1 (en) |
Cited By (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN102338073A (en) * | 2010-07-19 | 2012-02-01 | 山东寿光市坤隆石油机械股份有限公司 | Energy-saving oil well pump and installation method |
RU2621583C1 (en) * | 2016-07-27 | 2017-06-06 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Deep-well pumping unit for lifting products in production string |
CN110905467A (en) * | 2018-09-17 | 2020-03-24 | 中国石油天然气股份有限公司 | Injection and production dual-purpose tubular column structure |
RU2738615C1 (en) * | 2020-07-13 | 2020-12-14 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for simultaneous separate production of oil from two formations of one well by production string |
RU2740375C1 (en) * | 2020-08-10 | 2021-01-13 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" | Well pumping unit with anchor unit for pipeless operation of small-diameter wells |
RU216466U1 (en) * | 2022-11-11 | 2023-02-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Installation of a borehole rod pump |
-
2008
- 2008-03-31 RU RU2008112335/06A patent/RU2361115C1/en active
Cited By (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN102338073A (en) * | 2010-07-19 | 2012-02-01 | 山东寿光市坤隆石油机械股份有限公司 | Energy-saving oil well pump and installation method |
CN102338073B (en) * | 2010-07-19 | 2013-11-27 | 山东寿光市坤隆石油机械股份有限公司 | Energy-saving oil well pump and installation method |
RU2621583C1 (en) * | 2016-07-27 | 2017-06-06 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Deep-well pumping unit for lifting products in production string |
CN110905467A (en) * | 2018-09-17 | 2020-03-24 | 中国石油天然气股份有限公司 | Injection and production dual-purpose tubular column structure |
CN110905467B (en) * | 2018-09-17 | 2022-03-29 | 中国石油天然气股份有限公司 | Injection and production dual-purpose tubular column structure |
RU2738615C1 (en) * | 2020-07-13 | 2020-12-14 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for simultaneous separate production of oil from two formations of one well by production string |
RU2740375C1 (en) * | 2020-08-10 | 2021-01-13 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" | Well pumping unit with anchor unit for pipeless operation of small-diameter wells |
RU216466U1 (en) * | 2022-11-11 | 2023-02-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Installation of a borehole rod pump |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CA2415446C (en) | Wellhead hydraulic drive unit | |
RU2361115C1 (en) | Bottomhole pump set for product lifting along well flow string | |
CA2860169C (en) | Reciprocating subsurface pump | |
CN111535784B (en) | Negative pressure suction and gas lift combined action pump and operation method thereof | |
RU2498058C1 (en) | Oil-well sucker-rod pumping unit for water pumping to stratum | |
RU2405925C1 (en) | Oil well pumping unit for simultaneous separate operation of two reservoirs | |
US10883351B2 (en) | Apparatus for transferring a reciprocating movement from a surface machinery to a downhole device and a method of producing well fluids | |
WO2010104412A1 (en) | Oil well plunger pumping | |
RU2738615C1 (en) | Method for simultaneous separate production of oil from two formations of one well by production string | |
RU2415302C1 (en) | Deep-well pumping unit for tubingless operation of wells | |
RU2321772C1 (en) | Oil-well sucker-rod pump | |
RU2798647C1 (en) | Downhole pumping unit for pipeless well operation | |
RU125621U1 (en) | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF LAYERS IN A WELL | |
RU2318992C1 (en) | Oil well pumping unit for dual reservoir pumping | |
RU53737U1 (en) | DEPTH BAR PIPE PUMP WITH REMOVABLE SUCTION VALVE | |
RU77365U1 (en) | EXTENDED WELL PUMP PUMP | |
RU99832U1 (en) | DEPTH PUMPING UNIT FOR CIRCUITless OPERATION OF WELLS | |
RU2413875C2 (en) | Well pumping unit for simultaneous separate development of two reservoirs | |
RU59164U1 (en) | HYDRAULIC BOREHOLE PUMP UNIT | |
RU2621583C1 (en) | Deep-well pumping unit for lifting products in production string | |
RU2775325C1 (en) | Downhole plunger pump | |
RU2821685C1 (en) | Downhole sucker-rod pump of double action | |
RU33180U1 (en) | Submersible pumping unit for operation of producing wells | |
RU2740375C1 (en) | Well pumping unit with anchor unit for pipeless operation of small-diameter wells | |
RU2704088C1 (en) | Deep gas bypass device for well operated by sucker-rod pump |