Устройство для предупреждения солеотложений в приемной части скважинного штангового насоса

Устройство для предупреждения солеотложений в приемной части скважинного штангового насоса

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

Изобретение может быть использовано в устройствах для предупреждения солеотложений в приемной части скважинного штангового насоса. Цель изобретения - повышение эффективности устройства путем преобразования части энергии периодических продольных перемещений корпуса в энергию полигармонических вибраций. Цилиндр установлен в корпусе и связан с колонной насосных труб, плунжер - с колонной насосных штанг. Подпружиненные эксцентрики 2 вибратора 1 установлены с возможностью взаимодействия по меньшей мере с одной из ряда поперечных канавок 3 ниппеля 4. Присоединительная муфта 5 с радиальными каналами 6 и хвостовиком 7 установлена со стороны нижнего конца корпуса. К муфте 5 при помощи пружин 8, 9 последовательно подвешены ниппель 4 и хвостовик 7. Эксцентрики 2 выполнены в виде размещенных в каналах 6 шариков. Канавки 3 расположены на наружной цилиндрической поверхности ниппеля 4. Подпружинивание шариков выполнено посредством плоских пружин 11, установленных в каналах 6. Шаг канавок 3 определяется требуемой частотой высокочастотной составляющей гидродинамического давления, зависящей от свойств добываемой жидкости, режима ее добычи, длины хвостовика 7. 2 ил.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕОЮХ

РЕСПУБЛИК ае) ии

А1 ц) F 04 В 47/02

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ll0 ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ. СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

° Э

° Ю

К АВТОРСКОМУ СЗИД Е ПЛЬВТВУ (21) 4320334/25-29 (22) O l . 09. 87 (46) 07.08.90. Brtrn М 29 (71) Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности (72) А.Ш.Янтурин, N.В,Антипин, М.Д.Валеев, P.З,Ахмадишнн, Ш.Х.Хамзин и Э.И.Галеев (53) 621.651(088.8) (56) Авторское свидетельство СССР

У 966295, кл F 04 В 47/02, 1981

2 (54) УСТРОЙСТВО ДЛЯ ПРЕДУПРЕМДЕНИЯ

СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ В ПРИЕМНОЙ ЧАСХИ СКВАЖИННОГО ШТАНГОВОГО НАСОСА (57) Изобретение м,б. использовано в устр-вах для предупреждения солеотложений в приемной части скважинного штангового насоса Цель изобретенияповышение эффективности устр-ва пу" тем преобразования части энергии периодических продольных перемещений корпуса в энергию полигармонических вибраций. Цилиндр установлен в корпу1583653

35 се и связан с колонной насосных труб, плунжер — с колонной насосных штанг.

Подпружиненные эксцентрики 2 вибратора установлены с возмс жндстью взаимодействия по меньшей мера с. одной из ряца поперечных канавок 3 ниппепя 4» Присоединительная муфта 5 с радиальными каналами 6 и хвостовиком

7 установлена со стороны нижнего конца корпуса. K муфте 5 при помощи: пружин 8, 9 последовательно подвешены ниппель 4 и хвостовик 7о Эксцентрики

Изобретение относится к нефтедо бывающей промышленности, в частности к технике добычи нефти, а именно к устройствам для предупреждения солеотложений в приемной части скважинного штангового насоса, и может быть ,использовано при добыче нефти из скважин.

Цель изббретения — повышение эффективности путем преобразования части энергии периодических продольных перемещений корпуса в энергию его полигармонических вибрациИ.

На фиг.l показано устройство для

:предупреждения солеотложений в приемной части скважинного штангового насоса, продольный разрез; на фиг.2— сечение А-А на фиг,l.

Устройство для предупреждения солеотложений B приемной части скважинного штангового насоса, цилиндр которого установлен в корпусе и связан с колонной насосных труб, а плунжер — с колонной насосных штанг (не показаны), содержит вибратор I с, по меньшей мере, двумя подпружиненными эксцентриками 2, установленными с возможностью взаимодействия с по крайней мере одной из ряда поперечных канавок 3 ниппеля 4о Устройство дополнительно снабжено присоединительной муфтой 5 с радиальными каналами 6 и хвостовиком 7. Присоединительная муф50 та 5 установлена со стороны нижнего конца корпуса и к ней упруго посредством цилиндрических пружин 8 и 9 подвешены последовательно цилиндрический ниппель 4 и хвостовик 7. Эксцентрики 2 вибратора 1 выполнены в

55 виде размещенных в радиальных каналах 6 присоединительной муфты 5 шариков 10 (фиг.2), а поперечные ка2 выполнены в виде размещенных в каналах 6 шариков, Канавки 3 р асположены . . на наружной цилиндрической поверхнос" ти ниппеля 4, Подпружинивание шариков выполнено посредством плоских пружин

11, установленных в каналах 6. Шаг канавок 3 определяется требуемой частотой.высокочастотной составляющей гидродинамического давления, зависящей от свойств добываемой жидкости, режима ее добычи, длины хвостовика,7.

2 ил. навки 3 ниппеля 4 расположены на его наружной цилиндрической поверхности (не обозначена), причем подпружинивание шариков 10 выполнено посредством плоских пружин ll установленных в заглушенных пробками 12 радиальных каналах 6 присоединительной муфты 5.

Ниппель 4 подвешивается на втулке 13 присоединительной муфты 5, а хвостовик 7 - на гайках 14 ниппеля 4 посредством соответственно цилиндрических пружин 8 и 9.

Жесткость установленной между ниппелем 4 и хвостовиком 7 пружины 9 (a в частном случае, и пружины 8) определяется из условия кратности собственной частоты колебаний упруго подвещенного хвостовика 7 числу двойных ходов станка-качалки (не показан) как привода скважинного штангового насоса, т.е. частоте внешней возмущающей нагрузки, и определяется из соотношения

С=ak 2 где С вЂ” жесткость пружины; а — масса хвостовика;

k - собственная круговая частота колебаний упруго подвешенного хвостовика;

k = 27/i п m/60, где n = 1, 2, 3,...; э .ш — число двойных ходов в минуI . ту станка-качалки (привода) скважинного штангового насоса.

Таким образом, С = а (2 Г и m/60) . (1) Устройство работает следующим образом.

При движении колонны насосных штанг вверх и вниз колонна насосных

5 158 труб периодически нагружается весом столба жидкости в ней над пдунжером скважинного штангового насоса. В результате в соответствии с законом

Гука низ колонны насосных труб, а следовательно, и корпус скважинного штангсвого насоса периодически перемещаются (колеблются) в продольном направлении с частотой, равной или кратной числу двойных ходов станкакачалки как привода колонны насосных штанг„

При упругой подвеске хвостовика 7, обладающего определенной массой а значит, и инерционностью, он начинает раскачиваться (колебаться) относительно корпуса скважинного штангового насоса, Поскольку пружина 9 подбирается с учетом условия (1.), то несмотря на относительно небольшое число двойных ходов в минуту станкакачалки совпадение (кратность) частоты .вынужденных колебаний (т.е. числа двойных ходов в минуту) с одной из собственных час- ; колебаний упруго подвешенного хвс -.они:-".а 7 резко интенсифицирует процес: вибраций его относительно корпуса скнажинного штангового насоса. Возникающая при вибрациях хвостовика 7 переменная составляющая силы гидравлического сопротивления (потерь напора) от трения жидкости о внутреннюю поверхность хвостовика приводит к возникновению переменного во времени гидродинаиического давления, т.е. к интенсификации (или к возникновению) турбулизации жидкости, что, в свою очередь, предотвращает или снижает интенсивность солеотложений Кроме того, вибрации хвостовика 7 вызывают виброперемещения пульсирующего типа (т.е. дополнительные встряхивания) ниппеля 4 относительно муфты 5. При этом шарики 10, перемещаясь из одной поперечной канавки 3 на наружной цилиндрической поверхности ниппеля 4 в другую, вызывают дополнительное, более высокочастотное, пульсационное изменение продольной динамической нагрузки на ниппеле 4 и хвостовике 7, т.е..накладывают на переменные гидродинамические давления от низкочастотных продольных виброперемещений хвостовика 7 более высокочастотные гидроди-. намические импульсы давления и этим усиливают эффективность предупрежде3653 6 ния солеотложений в приемной части скважинного штангового насоса. Шаг поперечных канавок 3 на наружной цилиндрической поверхности ниппеля 4 предопределяется требуемой частотой высокочастотной составляющей гидродинамического давления, зависящей от свойств добываемой пластовой (скважинной) жидкости, режима ее.добычи, длины хвостовика и др. Подбирая шаг поперечных канавок 3 на наружной цилиндрической поверхности ниппеля 4 с учетом свойств добываемой из скважины (не показана) пластовой жидкости, можно свести интенсивность, и соответственно, скорость солеотложений в приеиной части скважинного штангоаого насоса к минимуму, вплоть до полного их предотвращения.

Формула изобретения

Устройство для предупреждения солеотложений в приемной части скважинного штангового насоса, цилиндр которого установлен в корпусе и связан с колонной насосных труб, а плунжер — с колонной насосных штанг, содержащее ниппель с поперечными канавками и вибратор с по меньшей мере двумя подпружиненными эксцентриками, установленными с возможностью взаимодействия с по меньшей мере одной из ряда поперечных канавок ниппеля, о тл и ч а ю щ е е с я тем, что, с целью повышения эффективности путем преобразования части энергии периодических продольных перемещений корпуса в энергию его полигарионических вибраций, устройство дополнительно снабжено присоединительной муфтой с радиальными каналами и хвостовиком, присоединительная муфта установлена со стороны нижнего конца корпуса и к ней упруго посредством цилиндрических пружин подвешены последовательно цилиндрический ниппель и хвостовик, эксцентрики вибратора выполHpны в виде размещенных в радиальных каналах присоединительной муфты шариков, а поперечные канавки ниппеля расположены на его наружной цилиндрической поверхности, причем подпружинивание шариков выполнено посредством плоских пружин, установленных в заглушенных радиальных каналах муфты.

1583653

Л-Л

Составитель Э.Гинзбург

Редактор О.Юрковецкая Техред Л.Сердюкова Корректор M.Ìàêñèèèøèíåö т

5аказ 224!

Тирах 502

Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

1 13035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ухгород, ул. Гагарина, 101