RU15498U1

RU15498U1 - INSTALLING A ROD SCREW PUMP

Info

Publication number: RU15498U1
Application number: RU2000110852/20U
Authority: RU
Inventors: Ю.В. Нигай; Г.К. Ешимов; Р.И. Медведский
Original assignee: Инженерно-экономический внедренческий центр ОАО "Сургутнефтегаз"
Priority date: 2000-04-28
Filing date: 2000-04-28
Publication date: 2000-10-20

Abstract

Установка штангового винтового насоса, содержащая эксплуатационную и лифтовую, на конце которого закреплен статор винтового насоса, колонны труб, штанговую колонну, нижний конец которой соединен с ротором, размещенным в статоре, имеющем ограничительный стержень, а верхний соединен с устьевым приводом, и станцию управления, отличающаяся тем, что снабжена расположенным над винтовым насосом предохранительным устройством в виде ниппеля с уплотнительными элементами и ограничительным буртиком с размещенной внутри подпружиненной скользящей втулкой, причем ниппель и скользящая втулка имеют радиальные каналы для сообщения трубного и затрубного пространств при нижнем положении скользящей втулки, а штанговая колонна снабжена толкателем с преобразователем вращательного движения насосных штанг в поступательное движение скользящей втулки.A sucker-rod pump installation, comprising an operating and an elevator pump, at the end of which a screw pump stator, pipe columns, a rod string are fixed, the lower end of which is connected to a rotor located in a stator having a restriction rod, and the upper is connected to a wellhead drive, and a control station, characterized in that it is equipped with a safety device located above the screw pump in the form of a nipple with sealing elements and a restrictive collar with a spring-loaded sliding spring th sleeve, the nipple and the sliding sleeve having radial channels for communicating the tube and annular spaces at the lower position of the sliding sleeve, and the rod string is equipped with a pusher with a converter for the rotational movement of the pump rods into the translational movement of the sliding sleeve.

Description

Установка штангового винтового насосаInstalling a rod screw pump

Полезная модель относится к горному и нефтепромысловому машиностроению, а именно к полостно-постунательным насосным установкам для нодъёма жидкостей из скважин и может быть иснользовано для добычи жидких полезных ископаемых.The utility model relates to mining and oilfield engineering, and in particular to cavity-pumping units for pumping liquids from wells and can be used for the extraction of liquid minerals.

Известны установки погружных винтовых электронасосов для добычи нефти, содержащие эксплутационную и лифтовую колонны труб, электрический кабель, соединённый с наружной поверхностью лифтовой колонны по всей её длине присоединительными поясами, для подвода электроэнергии, к размещённому на конце лифтовой колонны погружному электродвигателю, ротор которого соединён с ротором расположенному между электродвигателем и лифтовой колонной винтового насоса, имеющего всасывающие, открытые в полость эксплуатационной колонны, и нагнетательные, открытые в полость лифтовой колонны, каналы, станцию управления, с помощью которой осуществляется защита электродвигателя от недогруза и перегруза. (Нефтепромысловое оборудование: Справочник, под ред. Е. М. Бухаленко - М.: Недра, 1990.550с.).Known installation of submersible screw electric pumps for oil production, containing production and lift pipe columns, an electric cable connected to the outer surface of the lift column along its entire length with connecting belts, for supplying electricity to a submersible electric motor located at the end of the lift column, the rotor of which is connected to the rotor located between the electric motor and the lift column of the screw pump having suction, open into the cavity of the production string, and discharge Open into the cavity tubing, channels, control station via which the electric motor protection from underload and overload. (Oilfield equipment: Handbook, edited by E. M. Bukhalenko - M .: Nedra, 1990.550s.).

Недостатком известных устройств является то, что электродвигатель находится на глубине и работает в осложненных условиях, а кабель подвержен механическим повреждениям при спускоподъемных операциях, что снижает надежность работы установки.A disadvantage of the known devices is that the electric motor is at a depth and operates in difficult conditions, and the cable is subject to mechanical damage during tripping operations, which reduces the reliability of the installation.

МКИ5:Р04С, 5/00 F 04 В, 47/02MKI5: P04C, 5/00 F 04 V, 47/02

Указанные недостатки устранены в конструкции установки штангового винтового насоса, содержащей эксплуатационную и лифтовую колонны труб, штанговую колонну, нижний конец, которой соединен с ротором, размеш,енным в статоре, имеюш,ем ограничительный стержень, а верхний конец соединен с устьевым нриводом, посредством которого передается вращательный момент от электродвигателя через штанговую колонну ротору винтового насоса. (Руководство по эксплуатации и техническому обслуживанию полостно-постунательной насосной системы « ХайландКород. Nisku, Alberta, Canada, 1992- прототип).These drawbacks are eliminated in the design of the installation of a sucker rod pump containing a production and lift pipe string, a sucker rod, the lower end which is connected to the rotor, placed in the stator, has a restriction rod, and the upper end is connected to the wellhead drive, through which torque is transmitted from the electric motor through the rod string to the rotor of the screw pump. (Operation and maintenance manual for the cavity-pumping pump system "HighlandKorod. Nisku, Alberta, Canada, 1992 - prototype).

Недостатком известного устройства, выбранного нами за прототип по большинству совпадающих признаков, является высокая аварийность из-за низкой вероятности точной посадки ротора в статоре, из-за сложности учета линейных характеристик лифтовой и штанговой колонн, зависящих от их физико-технических данных и термогидродинамических параметров работы скважин, вследствие чего нри эксплуатации установки штангового винтового насоса зачастую происходят обрывы штанговых колонн, разрушение насоса и полеты внутрискважинного оборудования на забой скважины (когда фактическая глубина ротора больше фактической глубины статора и имеет место контакт ротора с ограничительным стержнем статора) и низкая подача пасоса (когда ротор чрезмерно поднят от статора), что снижает эффективность работы установки.A disadvantage of the known device that we selected for the prototype for the majority of coinciding features is a high accident rate due to the low probability of an exact landing of the rotor in the stator, due to the difficulty of taking into account the linear characteristics of the lift and rod columns, depending on their physical and technical data and thermo-hydrodynamic operation parameters wells, as a result of which, during the operation of a rod screw pump installation, rod rod breaks often occur, pump destruction and downhole equipment flying over well bore (when the actual rotor depth is greater than the actual stator depth and there is contact of the rotor with the stator restriction rod) and low flow of pass (when the rotor is excessively raised from the stator), which reduces the efficiency of the installation.

Целью предложенной полезной модели является повышение эффективности работы установки.The purpose of the proposed utility model is to increase the efficiency of the installation.

Техническая сущность предлагаемого устройства заключается в том, что известпая устаповка содержащая, эксплуатационную и лифтовую на конце которой закреплен статор винтового насоса колонны труб, штанговую колонну, нижний конец которой соединен с ротором, размещенным в статоре, имеющем ограничительный стержень, а верхний соединен с устьевым приводом, и станцию управления, снабжена расположенным над винтовым насосом предохранительным устройством, в виде ниппеля с ограничительным буртиком и уплотнительными элементами с размещенной внутри подпружиненной скользящей втулкой, причем ниппель и скользящая втулка имеют радиальные каналы для сообщения трубного и затрубного пространств при нижнем положении скользящей втулки, а штанговая колонна снабжена толкателем с преобразователем вращательного движения насосных штанг в ностунательное движение скользяшей втулки.The technical essence of the proposed device lies in the fact that the lime packing containing, operational and elevator at the end of which is fixed to the stator of the screw pump of the pipe string, a rod string, the lower end of which is connected to the rotor located in the stator having a restrictive rod, and the upper is connected to the wellhead drive , and the control station is equipped with a safety device located above the screw pump, in the form of a nipple with a restrictive collar and sealing elements with an internal With a spring-loaded sliding sleeve, the nipple and sliding sleeve have radial channels for communicating tube and annular spaces at the lower position of the sliding sleeve, and the rod string is equipped with a pusher with a converter for the rotational movement of the pump rods into the nostalgic movement of the sliding sleeve.

Снабжение установки предохранительным устройством, нриводяш;им в действие толкателем, обеспечивает сообш,ение лифтовой полости над насосом с затрубным пространством, когда в пропессе эксплуатапии установки глубина расположения ротора становится больше глубины установки статора, в результате чего резко снижается нагрузка на насос и станция унравления отключает установку по зашите (минимальная токовая нагрузка), благодаря чему исключается аварийная ситуация (обрыв штанговой колонны, разрушение насоса и полет внутрискважинного оборудования) и повышается эффективность работы установки.Providing the installation with a safety device, driving it with a pusher, ensures that the lift cavity above the pump with the annulus is connected, when during installation operation the depth of the rotor location becomes greater than the depth of the stator installation, as a result of which the load on the pump decreases sharply and the leveling station shuts down protect the installation (minimum current load), which eliminates the emergency situation (breakdown of the rod string, destruction of the pump and the flight of downhole equipment ) and increases the efficiency of the installation.

На фиг. 1 показан обшнй вид нредлагаемого устройства (стрелками показано направление движения жидкости), на фиг.2 фрагмент А фиг. 1.In FIG. 1 shows a general view of a proposed device (arrows indicate the direction of fluid movement), in FIG. 2, fragment A of FIG. 1.

Установка штангового винтового насоса включает в себя эксплуатационную колонну 1и лифтовую колонну 2, на которой размешены сверху вниз: предохрапительное устройство, состоящее из ниппеля 3 с ограничительным буртиком, в виде гайки 4, с уплотнительными элементами 5 и радиальными каналами 6. Поджатая пружиной 7 скользяшая втулка 8 имеет радиальные каналы 9. Статор 10 насоса имеет ограничительный стержень 11. Штанговая колонну 12, нижний конец которой соединен с ротором 13, а верхний конец скреплен с устьевым приводом 14, снабжена толкателем 15, и размешена в лифтовой колонне 2. Устьевой привод соединен кабелем со станцией управления 16. Толкатель 15 включает опорный подшипник 7 с упором 18, подвижно соединенным гайкой 19 с колонной 12(фиг.2)The installation of a sucker-rod screw pump includes a production casing 1 and an elevator casing 2, on which are placed from top to bottom: a safety device, consisting of a nipple 3 with a restrictive collar, in the form of a nut 4, with sealing elements 5 and radial channels 6. A sliding sleeve, spring-loaded 7 8 has radial channels 9. The stator 10 of the pump has a limiting rod 11. The rod string 12, the lower end of which is connected to the rotor 13, and the upper end is fastened to the wellhead drive 14, is equipped with a pusher 15, and the size ene in the production tubing 2. Wellhead drive cable is connected to the management station 16. The pusher 15 comprises a support bearing 7 with the focus 18, the nut 19 is movably connected to the column 12 (Figure 2)

Предложенное устройство работает следуюшим образом.The proposed device operates as follows.

Производится спуск внутрискважинного оборудования в соответствии с фиг.1 до расчетной глубины. Затем после подгонки ротора 13 известными методами (см. прототип), осушествляется запуск скважины в работу. После вывода на режим и в процессе эксплуатации скважины изменяются его термогидродинамические параметры работы, что приводит к изменениям длин лифтовой 2 и штанговой 12 колонн, которые очень сложно учесть при подгонкеThe descent of downhole equipment in accordance with figure 1 to the calculated depth. Then, after fitting the rotor 13 by known methods (see prototype), the well is put into operation. After entering the regime and during the operation of the well, its thermo-hydrodynamic operating parameters change, which leads to changes in the lengths of the lift 2 and rod 12 columns, which are very difficult to take into account when fitting

ротора 13. В случае, когда удлинение штанговой колонны 12 больше удлинения лифтовой колонны 2, толкатель 15 унором 18 отжимает скользяшую втулку 8 вниз, освобождая радиальные каналы 6 и 9 для сообщения лифтовой полости над насосом с затрубным пространством. При этом резко снижается подача насоса, и станция управления 16 отключает установку по минимальной токовой нагрузке, предотвраш,ая контакт ротора 13с ограничительным стержнем 11, тем самым, исключая аварийную ситуацию. Когда удлинение штанговой колонны меньше удлинения лифтовой колонны ( ротор чрезмерно поднят от статора), подача насоса также снижается и при снижении подачи насоса до предельных значений, станция управления 16 отключает установку по минимальной токовой нагрузке.rotor 13. In the case when the extension of the rod string 12 is greater than the extension of the lift column 2, the pusher 15 with the unor 18 pushes the sliding sleeve 8 down, freeing the radial channels 6 and 9 to communicate the lift cavity above the pump with the annulus. In this case, the pump flow decreases sharply, and the control station 16 turns off the installation at the minimum current load, preventing the contact of the rotor 13 with the restrictive rod 11, thereby eliminating the emergency. When the extension of the rod string is less than the extension of the lift column (the rotor is excessively raised from the stator), the pump flow also decreases and when the pump flow is reduced to the limit values, the control station 16 turns off the installation at the minimum current load.

После отключения установки по минимальной токовой нагрузке производится переподгонка ротора и затем осуществляется повторный запуск скважины.After shutting down the unit at the minimum current load, the rotor is re-fitted and then the well is restarted.

Технико-экономическая или иная эффективность:Feasibility or other efficiency:

1.Снижение аварийности работы установки вследствие исключения вероятности контакта ротора с ограничительным стержнем статора.1. Reducing the accident rate of the installation due to the exclusion of the probability of contact of the rotor with the stator restrictive rod.

2.Повышение коэффициента полезного действия и межремонтного периода работы установки за счет эксплуатации насоса в оптимальном режиме.2. Increasing the efficiency and the overhaul period of the installation due to the operation of the pump in optimal mode.

Claims

A sucker-rod pump installation, comprising an operating and an elevator pump, at the end of which a screw pump stator, pipe columns, a rod string are fixed, the lower end of which is connected to a rotor located in a stator having a restriction rod, and the upper is connected to a wellhead drive, and a control station, characterized in that it is equipped with a safety device located above the screw pump in the form of a nipple with sealing elements and a restrictive collar with a spring-loaded sliding spring th sleeve, the nipple and the sliding sleeve having radial channels for communicating the tube and annular spaces at the lower position of the sliding sleeve, and the rod string is equipped with a pusher with a converter for the rotational movement of the pump rods into the translational movement of the sliding sleeve.