RU99832U1

RU99832U1 - DEPTH PUMPING UNIT FOR CIRCUITless OPERATION OF WELLS

Info

Publication number: RU99832U1
Application number: RU2010126768/06U
Authority: RU
Inventors: Равиль Раисович Каримов; Рашит Мусагитович Ахунов; Рашит Мухаметшакирович Абдулхаиров; Михаил Владимирович Кочубей; Наиля Рашитовна Каюмова
Priority date: 2010-07-01
Filing date: 2010-07-01
Publication date: 2010-11-27

Abstract

Глубинно-насосная установка для беструбной эксплуатации скважин, включающая штанговый насос, содержащий цилиндр, приемный клапан, плунжер с управляемым нагнетательным клапаном, присоединенный к колонне насосных штанг с центраторами, соединенной с полированным штоком, полый хвостовик с упором, пакером и перепускным устройством, содержащим цилиндр с боковыми каналами и полый поршень, отличающаяся тем, что глубинно-насосная установка снабжена дополнительными центраторами, установленными в верхней части цилиндра штангового насоса и на полом хвостовике, а также упором-центратором, выполненным с максимально допустимым диаметром и установленным на нижнем конце полого хвостовика, полированный шток выполнен длиной, большей, чем суммарная длина возможного осевого перемещения плунжера в цилиндре насоса и полого поршня в цилиндре перепускного устройства, при этом приемный клапан выполнен широкопроходным. A submersible pump installation for tubeless operation of wells, including a sucker rod pump comprising a cylinder, a suction valve, a plunger with a controlled discharge valve, connected to a string of pump rods with centralizers connected to a polished rod, a hollow shank with an emphasis, a packer and a transfer device containing a cylinder with side channels and a hollow piston, characterized in that the deep-well pump installation is equipped with additional centralizers installed in the upper part of the rod pump cylinder and on a hollow shank, as well as a centralizer stop made with the maximum allowable diameter and installed on the lower end of the hollow shank, the polished rod is made longer than the total length of the possible axial movement of the plunger in the pump cylinder and the hollow piston in the bypass device cylinder, while the receiving the valve is made wide-pass.

Description

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для эксплуатации добывающих скважин, в том числе, с высоковязкой продукцией.The proposal relates to the oil industry and can be used for the operation of production wells, including those with highly viscous products.

Известна «Глубинно-насосная установка для эксплуатации добывающих скважин» (патент RU 33180, F04В 47/02, 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 well-known "Deep-pumping unit for the operation of producing wells" (patent RU 33180, F04В 47/02, 2003), including a sucker rod pump containing a cylinder, a check valve, a plunger with a controlled discharge valve, connected to a column of pump rods with centralizers, mounting unit, anchor packer and 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.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.

Наиболее близкой по технической сущности и достигаемому результату является «Глубинно-насосная установка для подъема продукции по эксплуатационной колонне скважины» (патент RU 2361115, F04В 47/02, 2009 г.), включающая штанговый насос, содержащий цилиндр, приемный клапан, плунжер с управляемым нагнетательным клапаном, присоединенный к колонне насосных штанг с центраторами, пакер, два перепускных устройства, полый хвостовик с упором, снабженный ниже пакера и выше упора боковыми отверстиями.The closest in technical essence and the achieved result is a "Deep-pump installation for lifting products along the production casing of the well" (patent RU 2361115, F04В 47/02, 2009), including a sucker rod pump containing a cylinder, a receiving valve, a plunger with a controllable a pressure valve attached to the string of pump rods with centralizers, a packer, two transfer devices, a hollow shank with a stop, provided with side openings below the packer and above the stop.

Недостатками установки являются:The disadvantages of the installation are:

- низкие надежность и долговечность работы установки, поскольку при работе установки возникают переменные нагрузки на хвостовик, которые изгибают его, создают осевые и радиальные перемещения и снижают работоспособность пакера, перепускного устройства и штангового насоса;- low reliability and durability of the installation, since during operation of the installation there are variable loads on the shank, which bend it, create axial and radial movements and reduce the operability of the packer, bypass device and sucker rod pump;

- низкий коэффициент наполнения штангового насоса, поскольку возникают большие гидравлические сопротивления во всасывающем клапане, особенно, при откачке высоковязкой продукции;- low filling coefficient of the sucker rod pump, since there are large hydraulic resistances in the suction valve, especially when pumping highly viscous products;

- усложнена конструкция установки из-за наличия двух перепускных устройств.- the design of the installation is complicated due to the presence of two bypass devices.

Целью создания полезной модели является повышение надежности и долговечности работы глубинно-насосной установки за счет повышения работоспособности пакера, перепускного устройства и штангового насоса, а также упрощение конструкции установки, за счет сокращения количества перепускных устройств.The purpose of creating a utility model is to increase the reliability and durability of a downhole pumping installation by increasing the operability of the packer, bypass device and sucker rod pump, as well as simplifying the design of the installation by reducing the number of bypass devices.

Указанная цель достигается глубинно-насосной установкой, включающей штанговый насос, содержащий цилиндр, приемный клапан, плунжер с управляемым нагнетательным клапаном, присоединенный к колонне насосных штанг с центраторами, соединенной с полированным штоком, полый хвостовик с упором, пакером и перепускным устройством, содержащим цилиндр с боковыми каналами и полый поршень.This goal is achieved 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 connected to a polished rod, a hollow shank with an emphasis, a packer and a transfer device containing a cylinder with side channels and a hollow piston.

Новым является то, что глубинно-насосная установка снабжена дополнительными центраторами, установленными в верхней части цилиндра штангового насоса и на полом хвостовике, а также упором-центратором, выполненным с максимально допустимым диаметром, установленным на нижнем конце полого хвостовика, полированный шток выполнен длиной большей, чем суммарная длина возможного осевого перемещения плунжера в цилиндре насоса и полого поршня в цилиндре перепускного устройства, при этом приемный клапан выполнен широкопроходным.New is that the deep-well pump installation is equipped with additional centralizers installed in the upper part of the rod pump cylinder and on the hollow shaft, as well as a centralizer stop made with the maximum allowable diameter mounted on the lower end of the hollow shaft, the polished rod is made longer, than the total length of the possible axial movement of the plunger in the pump cylinder and the hollow piston in the cylinder of the bypass device, while the inlet valve is made wide-pass.

На фиг.1 схематично показан общий вид глубинно-насосной установки, на фиг.2 - то же, при ее спуске-подъеме в скважине, на фиг.3 - то же при глушении скважины.In Fig.1 schematically shows a General view of a deep-well pumping installation, Fig.2 is the same when it is lowering and rising in the well, Fig.3 is the same when killing the well.

Глубинно-насосная установка (см. фиг.1) включает штанговый насос!, состоящий из цилиндра 2 с центратором 3 в верхней части, приемного клапана 4, плунжера 5 с управляемым нагнетательным клапаном 6, присоединенного к колонне насосных штанг 7 с центраторами 8, соединенной с полированным штоком 9. Ниже штангового насоса 1 расположен полый хвостовик 10 с центраторами 11, состоящий из верхней 12 и нижней 13 частей. На нижней части 13 хвостовика 10 расположен пакер 14, выполненный в виде самоуплотняющихся манжет 15, а на нижнем конце хвостовика 10 расположен упор-центратор 16, выполненный с максимально допустимым диаметром. Ниже пакера 14 и выше упора-центратора 16 хвостовик снабжен боковыми отверстиями 17 и 18. На хвостовике 10 расположено перепускное устройство 19, выполненное в виде цилиндра 20, соединенного с нижней частью 13 хвостовика 10, с боковыми каналами 21 (см. фиг.2), сообщающимися с внутренней полостью 23 хвостовика 10, и полого поршня 22, соединенного с верхней частью 12 хвостовика 10. Полый поршень22 выполнен с возможностью ограниченного осевого перемещения вниз относительно цилиндра 20 (см. фиг.1). Ограниченность осевого перемещения полого поршня 22 может быть достигнута сужениями 24 и 25, выполненными на концах цилиндра 20.The downhole pump installation (see Fig. 1) includes a sucker rod pump !, consisting of a cylinder 2 with a centralizer 3 in the upper part, a receiving valve 4, a plunger 5 with a controlled discharge valve 6 connected to a string of pump rods 7 with centralizers 8 connected with a polished rod 9. Below the rod pump 1 is a hollow shank 10 with centralizers 11, consisting of the upper 12 and lower 13 parts. On the lower part 13 of the shank 10 is a packer 14, made in the form of self-sealing cuffs 15, and at the lower end of the shank 10 there is a stop-centralizer 16, made with the maximum allowable diameter. Below the packer 14 and above the stop-centralizer 16, the shank is provided with side openings 17 and 18. On the shank 10 there is a bypass device 19 made in the form of a cylinder 20 connected to the lower part 13 of the shank 10 with side channels 21 (see Fig. 2) communicating with the inner cavity 23 of the shank 10, and a hollow piston 22 connected to the upper part 12 of the shank 10. The hollow piston 22 is made with limited axial movement downward relative to the cylinder 20 (see figure 1). Limited axial movement of the hollow piston 22 can be achieved by constrictions 24 and 25, made at the ends of the cylinder 20.

Глубинно-насосная установка работает следующим образом. Глубинно-насосную установку спускают в скважину 26 на колонне насосных штанг 7 (см. фиг.2). При спуске оборудования цилиндр 20, соединенный с нижней частью 13 хвостовика 10, под действием силы тяжести висит на полом поршне 22, соединенным с верхней частью 12 хвостовика 10, при этом полый поршень 22 взаимодействует с сужением 24 цилиндра 20. В таком положении полого поршня 22 относительно цилиндра 20 боковые каналы 21 перепускного устройства 19 открыты, и через них полость 23 хвостовика 10 сообщается с полостью 27 скважины 26, расположенной над пакером 14. Жидкость, находящаяся в скважине 26, перетекает через боковое отверстие 17 хвостовика 10 по его полости 23 и далее через отверстия 21 перепускного устройства 19 в полость 27 скважины 26.The downhole pumping unit operates as follows. The downhole pumping unit is lowered into the well 26 on the string of pump rods 7 (see figure 2). When lowering the equipment, the cylinder 20 connected to the lower part 13 of the shank 10, under the action of gravity hangs on the hollow piston 22 connected to the upper part 12 of the shank 10, while the hollow piston 22 interacts with the narrowing 24 of the cylinder 20. In this position, the hollow piston 22 relative to the cylinder 20, the side channels 21 of the bypass device 19 are open, and through them the cavity 23 of the shank 10 communicates with the cavity 27 of the well 26 located above the packer 14. The fluid located in the well 26 flows through the side hole 17 of the shank 10 along its floor spans 23 and further through the holes 21 of the bypass device 19 into the cavity 27 of the well 26.

В конце спуска оборудования нижняя часть 13 хвостовика 10 (см. фиг.1) через упор-центратор 16 устанавливается на забое 28 скважины 26. Полый поршень 22, соединенный с верхней частью 12 хвостовика 10, продолжает перемещение относительно цилиндра 20, установленного на нижней части 13 хвостовика 10. и упирается в сужение 25 цилиндра 20. В таком положении полого поршня 22 относительно цилиндра 20 герметично перекрывается сообщение между боковыми каналами 21 цилиндра 20 и внутренней полостью 23 хвостовика 10. При этом полость 27 скважины 26, расположенная над пакером 14, надежно разобщается с полостью 29 скважины 26, расположенной под пакером 14.At the end of the descent of the equipment, the lower part 13 of the shank 10 (see Fig. 1) is installed through the stop-centralizer 16 at the bottom 28 of the well 26. The hollow piston 22 connected to the upper part 12 of the shank 10 continues to move relative to the cylinder 20 mounted on the lower part 13 of the shank 10. and abuts against the narrowing 25 of the cylinder 20. In this position of the hollow piston 22 relative to the cylinder 20, the communication between the side channels 21 of the cylinder 20 and the inner cavity 23 of the shank 10 is tightly closed. In this case, the cavity 27 of the well 26 located above the packer 14 is reliably disconnected from the cavity 29 of the well 26 located beneath the packer 14.

После подгонки длины колонны насосных штанг 7 глубинно-насосная установка запускается в работу. Привод (не показан) через полированный шток 9, колонну насосных штанг 7 с центраторами 8 передает плунжеру 5 возвратно-поступательное движение. Продукция скважины поступает в штанговый насос 1 из подпакерной полости 29 скважины 26 через боковые отверстия 17 по полости 23 хвостовика 10 и нагнетается в надпакерную полость 27 скважины 26, по которой осуществляется подъем продукции к устью 30.After adjusting the length of the column of the sucker rods 7, the submersible pumping unit is put into operation. The drive (not shown) through a polished rod 9, a column of pump rods 7 with centralizers 8 transmits a reciprocating movement to the plunger 5. Well production enters the sucker rod pump 1 from the sub-packer cavity 29 of the well 26 through the lateral openings 17 through the cavity 23 of the shank 10 and is pumped into the over-packer cavity 27 of the well 26, through which the product is lifted to the wellhead 30.

Далее циклы работы повторяются.Further work cycles are repeated.

Центраторы 8 предотвращают взаимное соприкосновение и износ колонны насосных штанг 7 и внутренней поверхности стенок скважины 26.Centralizers 8 prevent mutual contact and wear of the string of pump rods 7 and the inner surface of the walls of the well 26.

В плунжере 5 применен управляемый нагнетательный клапан 6, открывающийся в начале движения хода колонны штанг 7 вниз независимо от перепада давления над и под нагнетательным клапаном 6, что достигается жесткой связью запирающего элемента управляемого нагнетательного клапана 6 с колонной насосных штанг 7. При этом попавший в штанговый насос 1 вместе с продукцией газ через открытый управляемый нагнетательный клапан 6 поступает в надпакерную полость 27 скважины 26. Применение плунжера 5 с управляемым нагнетательным клапаном 6 позволяет уменьшить вредное влияние газа на работоспособность и производительность насоса 1. С началом хода колонны насосных штанг 7 вверх нагнетательный клапан 6 закрывается, давление под плунжером 5 снижается, открывается приемный клапан 4, и продукция скважины поступает в насос 1. Выполнение приемного клапана 4 широкопроходным (например, тарельчатым) снижает гидравлическое сопротивление на входе продукции скважины в цилиндр 2 штангового насоса 1 и повышает коэффициент наполнения штангового насоса 1, а также снижает выделение растворенного газа из продукции скважины при прохождении через приемный клапан 4 и улучшает работоспособность насоса 1.In the plunger 5, a controlled discharge valve 6 is used, which opens at the beginning of the movement of the column string 7 downward regardless of the pressure drop above and below the discharge valve 6, which is achieved by tight connection of the locking element of the controlled discharge valve 6 with the column of pump rods 7. At the same time, it falls into the rod pump 1 together with the production of gas through an open controllable pressure valve 6 enters the nadpakerny cavity 27 of the well 26. The use of a plunger 5 with a controlled pressure valve 6 can reduce l the harmful effect of gas on the operability and productivity of the pump 1. With the beginning of the stroke of the string of pump rods 7 upward, the discharge valve 6 closes, the pressure under the plunger 5 decreases, the intake valve 4 opens, and the production of the well enters the pump 1. The intake valve 4 is made wide-pass (for example , plate-shaped) reduces the hydraulic resistance at the inlet of the production of the well into the cylinder 2 of the rod pump 1 and increases the filling factor of the rod pump 1, and also reduces the release of dissolved gas from the product and wells when passing through the intake valve 4 and improves the efficiency of the pump 1.

Оснащение глубинно-насосной установки дополнительными центраторами 3 и 11, установленными в верхней части цилиндра 2 штангового насоса 1 и на полом хвостовике 10, а также выполненного с максимально допустимым диаметром упора-центратора 16 на нижнем конце полого хвостовика 10, уменьшает величину осевых и радиальных перемещений пакера 14, перепускного устройства 19 и штангового насоса 1, возникающих при работе установки в результате изгиба хвостовика 10 и раскачивании штангового насоса 1 под воздействием на них переменных нагрузок от столба жидкости в скважине 26 и движения колонны насосных штанг 7. Кроме того, уменьшается при недостаточно твердом забое 28 погружение хвостовика 10 в скважину 26, которое может привести не только к увеличению мертвого (невытесняемого) объема штангового насоса 1, но и к открытию боковых каналов 21 в цилиндре 20 перепускного устройства 19 и сообщению надпакерной 27 и подпакерной 29 полостей скважины 26.Equipping the deep-well pump installation with additional centralizers 3 and 11 installed in the upper part of the cylinder 2 of the rod pump 1 and on the hollow shank 10, as well as made with the maximum allowable diameter of the stop-centralizer 16 at the lower end of the hollow shank 10, reduces the value of axial and radial movements the packer 14, the bypass device 19 and the rod pump 1, arising from the operation of the installation as a result of bending of the shank 10 and swinging of the rod pump 1 under the influence of variable loads from a liquid column borehole 26 and the movement of the string of sucker rods 7. In addition, the immersion of the shank 10 in the borehole 26, which can lead not only to an increase in the dead (non-displaced) volume of the rod pump 1, but also to the opening of the side channels 21, decreases with insufficiently hard bottom 28. in the cylinder 20 of the bypass device 19 and the post-packer 27 and subpacker 29 cavities of the well 26.

Перепускное устройство 19 позволяет при спуске (подъеме) оборудования в скважину 26 сообщать ее надпакерную 27 (см. фиг.2) и подпакерную 29 полости для исключения поршневания жидкости пакером 14 и обеспечения слива жидкости в скважину 26 при извлечении оборудования, а также за счет полированного штока 9, выполненного длиной большей, чем суммарная величина возможного осевого перемещения плунжера 5 в цилиндре 2 штангового насоса 1 и полого поршня 22 в цилиндре 20 перепускного устройства 19, произвести без разгерметизации устья 30 глушение скважины 26. Для этого, перемещая полированный шток 9 (см. фиг.3) вверх открывают боковые каналы 21 цилиндра 20 перепускного устройства 19 и сообщают надпакерную 27 и подпакерную 29 полости скважины 26.The bypass device 19 allows for the descent (lifting) of the equipment into the well 26 to inform its overpacker 27 (see Fig. 2) and the underpacker 29 cavities to eliminate fluid pistoning by the packer 14 and to ensure that the fluid is drained into the well 26 when removing the equipment, as well as due to polished rod 9, made longer than the total value of the possible axial movement of the plunger 5 in the cylinder 2 of the rod pump 1 and the hollow piston 22 in the cylinder 20 of the bypass device 19, to kill the well 26 without depressurization of the wellhead 30. For This moving polished rod 9 (see FIG. 3) upwardly open side channels 21 of the cylinder 20 of the overflow device 19 and reported nadpakernuyu packer 27 and the cavity 29 of the well 26.

Жидкость глушения под давлением подается в надпакерную полость 27 скважины 26 с устья 30, из которой она через боковые каналы 21 цилиндра 20 поступает в полость 23 хвостовика 10, оттуда через боковые отверстия 17 и 18 нижней части 13 хвостовика 10 поступает в подпакерную полость 29, задавливая при этом находившуюся в скважине 26 жидкость в продуктивный пласт 31 и замещая ее жидкостью глушения.Muffler under pressure is supplied to the over-packer cavity 27 of the well 26 from the wellhead 30, from which it passes through the side channels 21 of the cylinder 20 into the cavity 23 of the liner 10, and from there through the lateral holes 17 and 18 of the lower part 13 of the liner 10 it enters the under-liner cavity 29, crushing at the same time, the liquid located in the well 26 into the producing formation 31 and replacing it with a kill fluid.

Технико-экономические преимущества предлагаемого решения заключаются в повышении надежности и долговечности работы глубинно-насосной установки за счет повышения работоспособности пакера, перепускного устройства и штангового насоса, а также упрощения конструкции установки за счет сокращения количества перепускных устройств.Technical appraisal and economic advantages of the proposed solution are to increase the reliability and durability of the deep-well pump installation by increasing the operability of the packer, transfer device and sucker rod pump, as well as simplifying the installation design by reducing the number of transfer devices.

Claims

A submersible pump installation for tubeless operation of wells, including a sucker rod pump comprising a cylinder, a suction valve, a plunger with a controlled discharge valve, connected to a string of pump rods with centralizers connected to a polished rod, a hollow shank with an emphasis, a packer and a transfer device containing a cylinder with side channels and a hollow piston, characterized in that the deep-well pump installation is equipped with additional centralizers installed in the upper part of the rod pump cylinder and on a hollow shank, as well as a centralizer stop made with the maximum allowable diameter and installed on the lower end of the hollow shank, the polished rod is made longer than the total length of the possible axial movement of the plunger in the pump cylinder and the hollow piston in the bypass device cylinder, while the receiving the valve is made wide-pass.