RU2034998C1

RU2034998C1 - Sucker-rod well pump unit

Info

Publication number: RU2034998C1
Authority: RU
Inventors: Ш.Ф. Тахаутдинов; М.Ш. Залятов; Н.Г. Ибрагимов; А.А. Курмашов; М.М. Раянов
Original assignee: Нефтегазодобывающее управление "Альметьевнефть"
Priority date: 1991-06-06
Filing date: 1991-06-06
Publication date: 1995-05-10

Abstract

FIELD: pump engineering. SUBSTANCE: valving unit is constructed as a mechanically controlled check valve. The valve has ball gate, guide, cylindrical plunger set in the guide and connected with the ball gate, horizontal axles arranged symmetrically on both sides of the plunger, and weight which underlies the plunger and is coupled with the plunger and axles through a flexible connection. The guide has a protective pin made of brittle material and constructed as a cantilever. A ring recess is made in the guide. A grove for the protective pin inclined to horizon is made in the plunger. The groove corresponds to the intermediate position of the ball gate. For removing the trancated part of the pin, a through groove is made in the bottom part of the guide. EFFECT: enhanced reliability. 3 dwg

Description

Изобретение относится к технике добычи нефти, в частности к вставным скважинным штанговым насосам, и может быть использовано при эксплуатации скважин в нефтедобывающей отрасли промышленности. The invention relates to techniques for oil production, in particular to insert borehole sucker rod pumps, and can be used in the operation of wells in the oil industry.

В качестве прототипа выбрана замковая опора вставного глубинного штангового насоса, в котором с целью сокращения потерь нефть и охраны окружающей среды при подземных ремонтах в полуфонтанирующих скважинах установленный в посадочном ниппеле подпружиненный золотник выполнен трехпозиционным и размещен с возможностью перекрытия обоих радиальных каналов ниппеля в своем верхнем положении для разобщения колонны труб от затрубного пространства при срыве насоса с опоры. As a prototype, the lock support of the plug-in deep-well sucker-rod pump was chosen, in which, in order to reduce oil losses and protect the environment during underground repairs in semi-gouging wells, the spring-loaded spool installed in the landing nipple is made three-position and placed with the possibility of overlapping both radial channels of the nipple in its upper position for uncoupling the pipe string from the annulus when the pump breaks off the support.

Недостатком прототипа является наличие пружины, которая в процессе эксплуатации меняет свои технические характеристики. При добыче высокосернистой нефти из-за высокой коррозии пружина выходит из строя, что ведет к подъему труб при ремонте с нефтью. The disadvantage of the prototype is the presence of a spring, which during operation changes its technical characteristics. When producing sour oil due to high corrosion, the spring breaks down, which leads to the lifting of pipes during repair with oil.

Целью изобретения является уменьшение объема вытесняемой жидкости при спуске колонны насосных труб. The aim of the invention is to reduce the volume of displaced fluid during the descent of the column of pumping pipes.

Для этого шаровой затвор соединен с цилиндрическим толкателем, а в направляющей предусмотрен снабженный концентpатором напряжений в виде кольцевой выточки и консольно установленный предохранительный палец со свойством хрупкого разрушения. На цилиндрическом толкателе под предохранительный палец выполнен наклонный к горизонтали паз, соответствующий промежуточному положению шарового затвора, а для выхода обломанной части предохранительного пальца в нижней части направляющей предусмотрен сквозной паз. To do this, the ball valve is connected to a cylindrical pusher, and the guide provided with a stress concentrator in the form of an annular groove and a cantilever mounted safety pin with the property of brittle fracture. On the cylindrical pusher under the safety pin, a groove inclined to the horizontal is made corresponding to the intermediate position of the ball valve, and a through groove is provided in the lower part of the guide to exit the broken part of the safety finger.

На фиг.1 изображен продольный разрез скважинной штанговой насосной установки в рабочем (вертикальном) положении; на фиг.2 разрез А-А на фиг.1; на фиг.3 узел I на фиг.1; на фиг.4 вид по стрелке Б на фиг.3. Figure 1 shows a longitudinal section of a borehole sucker rod pump unit in the working (vertical) position; figure 2 section aa in figure 1; in Fig.3 node I in Fig.1; figure 4 is a view along arrow B in figure 3.

Скважинная штанговая насосная установка содержит вставной штанговый насос с цилиндром 1 и проходным плунжером 2, в нижней части которых установлены соответственно всасывающий 3 и нагнетательный 4 клапаны (фиг.1). Цилиндр 1 в нижнем конце снабжен уплотнительным конусом 5, установленным в опорной муфте 6, что в сборе представляет из себя замковую опору с нижним расположением, причем опорная муфта выполнена по наибольшему типоразмеру из применяемых насосов. Опорная муфта 6 соединена с направляющей трубой 7 и колонной насосных труб 8. Полый плунжер 2 соединен с колонной насосных штанг 9. За одно целое с уплотнительным конусом 5 замка выполнен хвостовик цилиндра 10 с отверстиями 11 для прохождения жидкости. Под опорной муфтой 6 с возможностью взаимодействия с хвостовиком цилиндра 10 установлен шаровой затвор 12 с седлом 13, а под шаровым затвором 12 на резьбовом соединении с опорной муфтой 6 находится направляющая 14 с цилиндрическим толкателем 15, соединенным с шаровым затвором 12, например, сваркой или телескопически с определенным радиальным зазором (для самоуплотнения в седле 13) с последующей совместной шплинтовкой против осевого смещения. The downhole sucker rod pump installation comprises an insertion sucker rod pump with a cylinder 1 and a bore plunger 2, in the lower part of which suction 3 and pressure 4 valves are installed, respectively (Fig. 1). The cylinder 1 at the lower end is equipped with a sealing cone 5 installed in the support sleeve 6, which is an assembly of a locking support with a lower location, and the support sleeve is made to the largest standard size of the pumps used. The support sleeve 6 is connected to the guide tube 7 and the column of pump pipes 8. The hollow plunger 2 is connected to the column of pump rods 9. In one piece with the sealing cone 5 of the lock, the shank of the cylinder 10 with holes 11 for the passage of fluid is made. A ball valve 12 with a seat 13 is mounted under the support sleeve 6 with the possibility of interaction with the shank of the cylinder 10, and a guide 14 with a cylindrical pusher 15 connected to the ball valve 12, for example, by welding or telescopically, is located under the ball valve 12 on a threaded connection with the support sleeve 6 with a certain radial clearance (for self-sealing in seat 13) followed by joint cotter pin against axial displacement.

На направляющей 14 выполнены лыски, которые образуют каналы для прохождения жидкости (фиг.2), отверстия под предохранительный палец 16 и шплинт 17 (фиг. 2), проходные открытые пазы 18, 19 (фиг.3) соответственно под гибкую связь 20 и выпадания образовавшегося предохранительного пальца 16. On the guide 14 there are flats that form channels for the passage of fluid (Fig. 2), holes for the safety pin 16 and cotter pin 17 (Fig. 2), open passage grooves 18, 19 (Fig. 3), respectively, for flexible connection 20 and loss the resulting safety pin 16.

По обе стороны от цилиндрического толкателя 15 симметрично последнему в направляющей 14 перпендикулярно пазу 18 установлены оси 22 с горизонтальным расположением. Под цилиндрическим толкателем 15 установлен грузик 23 (фиг. 1), связанный с хвостовиком цилиндра 15 посредством гибкой связи 20. Гибкая связь 20 пропущена над осями 22 через отверстие (не показано) в нижнем конце цилиндрического толкателя 15 и в головке грузика 23. В грузике 23 предусмотрен продольный паз 24 под ограничитель 25 хода, соединенный с опорной муфтой 6, что предохраняет от поломок привода шарового затвора в процессе транспортировки, спуско-подъемных операций и т.п. On both sides of the cylindrical pusher 15 symmetrically the last in the guide 14 perpendicular to the groove 18 installed axis 22 with a horizontal arrangement. A weight 23 is installed under the cylindrical pusher 15 (Fig. 1), connected with the shank of the cylinder 15 by means of a flexible connection 20. A flexible connection 20 is passed over the axles 22 through an opening (not shown) at the lower end of the cylindrical pusher 15 and in the head of the weight 23. In the weight 23, a longitudinal groove 24 is provided for the stroke limiter 25 connected to the support sleeve 6, which protects against damage to the ball valve actuator during transportation, tripping and the like.

В цилиндрическом толкателе 15 выполнен паз 26 под предохранительный палец 16 (фиг.4), причем паз 26 соответствует промежуточному положению шарового затвора 12 и расположен под определенным углом "а" к горизонтали, что способствует выпаданию образовавшегося обломка 21. In the cylindrical pusher 15, a groove 26 is made for the safety pin 16 (Fig. 4), and the groove 26 corresponds to the intermediate position of the ball valve 12 and is located at a certain angle "a" to the horizontal, which contributes to the loss of the resulting debris 21.

Предохранительный палец 16 имеет концентратор напряжения в виде кольцевой выточки 27, а материал пальца должен обладать свойством хрупкого разрушения наподобие чугуна. Эти требования к предохранительному пальцу 16 предъявляются с целью обеспечения мгновенного разрушения его по определенной плоскости в противовес вязкому разрушению по хаотической поверхности разлома, чтобы обломок 21 предохранительного пальца 16 получался строго определенных размеров и форм, нигде не задеpживаясь выпал из сквозного паза 19 в приемный фильтр (не указан) насоса, минуя грузик 23. The safety finger 16 has a stress concentrator in the form of an annular recess 27, and the finger material must have the property of brittle fracture like cast iron. These requirements for the safety finger 16 are presented in order to ensure its instant destruction along a certain plane as opposed to viscous destruction along the chaotic surface of the fault, so that the chip 21 of the safety finger 16 is obtained of strictly defined sizes and shapes, without having to linger, dropped out of the through groove 19 into the receiving filter ( not specified) pump bypassing the weight 23.

Скважинная штанговая насосная установка работает следующим образом. Downhole sucker rod pump installation operates as follows.

Перед спуском колонны насосных труб с опорной муфтой 6, шаговым затвором 12 в сборе и т.д. необходимо зафиксировать шаговый затвор 12 в промежуточном (приоткрытом) положении, т. е. установить предохранительный палец 16 так, чтобы он оказался в соответствующем пазе 26 цилиндрического толкателя 15. Before the descent of the column of pump pipes with a support sleeve 6, a step lock 12 assembly, etc. it is necessary to fix the step gate 12 in the intermediate (ajar) position, i.e., install the safety pin 16 so that it is in the corresponding groove 26 of the cylindrical pusher 15.

В процессе спуска колонны насосных труб часть вытесняемой жидкости заполняет внутреннюю полость труб, проходя через открытый шаровой затвор 12. По завершении спуска насосных труб в скважину спускают на колонне штанг 9 вставной насос с уплотнительным конусом 5 цилиндра 10. Хвостовик цилиндра 10, воздействуя на шаровой затвор 12 с цилиндрическим толкателем 15, разрушает предохранительный палец 16 и уплотнительный конус 5, входит в опорную муфту 6. При этом грузик 23 приподнимается на величину опускания шарового затвора 12. During the descent of the pump pipe string, part of the displaced fluid fills the internal cavity of the pipe passing through the open ball valve 12. After the pump pipe is lowered, the insert pump with the sealing cone 5 of cylinder 10 is lowered into the well string 9. The cylinder liner 10 acts on the ball valve 12 with a cylindrical pusher 15, destroys the safety pin 16 and the sealing cone 5, enters the support sleeve 6. In this case, the weight 23 is raised by the amount of lowering of the ball valve 12.

Производится обвязка устья скважины, колонна штанг соединяется с канатной подвеской станка-качалки и насосная установка включается в работу. Проходной плунжер 2, совершая возвратно-поступательное движение в цилиндре 1, откачивает жидкость по колонне насосных труб 8. The wellhead is strapped, the rod string is connected to the rope suspension of the rocking machine, and the pump unit is put into operation. Passing plunger 2, making a reciprocating movement in the cylinder 1, pumps the liquid along the column of pump pipes 8.

В тех случаях, когда требуется ремонт вставного насоса или замена на новый или другой типоразмер, насос вместе с колонной насосных штанг 9 отрывают от опорной муфты 6. При этом хвостовик цилиндра 10 отходит от шарового затвора 12 с цилиндрическим толкателем 15. Под действием силы тяжести земли грузик 23 смещается вниз, приподнимая цилиндрический толкатель 15 с шаровым затвором 12 до упора в седло 13 благодаря гибкой связи 20. Затрубное пространство скважины отсекается от внутренней полости колонны насосных труб, что создает условия для ремонта насосной установки без глушения скважины. In cases where it is necessary to repair the plug-in pump or replace it with a new or another standard size, the pump, together with the string of pump rods 9, is torn off from the support sleeve 6. In this case, the shank of the cylinder 10 moves away from the ball valve 12 with a cylindrical pusher 15. Under the influence of gravity of the earth the weight 23 is shifted downward, raising the cylindrical pusher 15 with the ball valve 12 as far as the stop in the seat 13 due to the flexible connection 20. The annular space of the well is cut off from the inner cavity of the pump pipe string, which creates conditions for repairing us meat plant without killing the well.

Предложенная скважинная штанговая насосная установка позволяет значительно уменьшить объем вытесняемой из скважины жидкости при спуске насосных труб благодаря конструктивному решению в приводе обратного клапана. The proposed borehole sucker rod pumping unit can significantly reduce the volume of fluid displaced from the well during the descent of pump pipes due to the design solution in the check valve actuator.

Claims

A Borehole PUMP PUMP UNIT containing a column of pump pipes, a column of pump rods, an insert rod pump with a lower lock support, connected to a column of pump pipes, including a cylinder with a suction valve located in its lower part, a hollow inlet plunger with a discharge valve in its lower part installed in the cylinder and connected to the rods, a locking device and a shank connected to the cylinder and installed with the possibility of interaction when mounting the pump with a locking device characterized in that the shut-off device is made in the form of a mechanically controlled non-return valve, including a ball valve, mounted to interact with the cylinder liner and hydraulically communicated with the annulus of the well, a guide installed under the ball valve, a cylindrical pusher located in the guide and connected with the ball valve , axles located horizontally symmetrically on both sides of the pusher, and a load located under the pusher and connected with the latter and the axes by means of a flexible connection, while the guide is equipped with a cantilever mounted safety pin made of brittle material and an annular undercut is made in it, and a groove inclined to the horizontal corresponding to the intermediate position of the ball valve is made on the pusher under the safety pin, and for the broken part of the safety pin to exit at the bottom the through groove is made through.