RU2278959C2 - Submersible pumping installation for oil production - Google Patents
Submersible pumping installation for oil production Download PDFInfo
- Publication number
- RU2278959C2 RU2278959C2 RU2004126781/03A RU2004126781A RU2278959C2 RU 2278959 C2 RU2278959 C2 RU 2278959C2 RU 2004126781/03 A RU2004126781/03 A RU 2004126781/03A RU 2004126781 A RU2004126781 A RU 2004126781A RU 2278959 C2 RU2278959 C2 RU 2278959C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- solid particles
- well
- centrifugal
- submersible
- centrifugal separator
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Centrifugal Separators (AREA)
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при добыче нефти погружными насосами из скважин, продукция которых содержит твердые частицы - механические примеси.The invention relates to the oil industry and can be used in oil production by submersible pumps from wells, the products of which contain solid particles - mechanical impurities.
Известно устройство для эксплуатации нефтяных скважин, содержащее спущенный в скважину погружной насос и расположенные под ним на пакере песочный якорь и накопитель (Габдуллин Р.Ф. Эксплуатация скважин, оборудованных УЭЦН, в осложненных условиях. - Нефтяное хозяйство, 2002, №4, с.62-64). Это устройство имеет ограниченный набор функциональных возможностей вследствие использования малоэффективного процесса гравитационной сепарации.A device for operating oil wells containing a submersible pump lowered into a well and a sand anchor and a reservoir located beneath it on a packer (Gabdullin R.F. Operation of wells equipped with ESPs in difficult conditions. - Oil industry, 2002, No. 4, p. 62-64). This device has a limited set of functionality due to the use of ineffective gravitational separation process.
Наиболее близким к заявляемому изобретению является устройство для добычи нефти, содержащее спущенные в скважину насос с погружным электродвигателем, центробежный сепаратор твердых частиц и отстойник (патент России №2183256, кл. Е 21 В 43/00, 43/38, F 04 В 47/00, 2002). Известное устройство имеет низкую эффективность и надежность вследствие проведения центробежной сепарации выше погружного электродвигателя непосредственно перед поступлением жидкости на прием насоса. При этом отделенные частицы оседают в отстойник по каналу, проходящему вдоль сепаратора. Кроме того, электроэнергия подводится к погружному двигателю по кабелю, проходящему вдоль насоса и центробежного сепаратора твердых частиц. Канал осаждения твердых частиц и кабель ограничивают в скважине диаметральный габарит сепаратора и его эффективность, что негативно влияет также на надежность эксплуатации. Помимо этого, канал осаждения твердых частиц из-за отсутствия движения в нем жидкости подвержен опасности засорения и зарастания грязью. Низкая эффективность и надежность известного технического решения обусловлены также отсутствием защиты от выпадения солей.Closest to the claimed invention is a device for oil production containing a lowered pump with a submersible motor pump, a centrifugal separator of solid particles and a sump (Russian patent No. 2183256, CL E 21 V 43/00, 43/38, F 04 V 47 / 00, 2002). The known device has low efficiency and reliability due to the centrifugal separation above the submersible motor immediately before the fluid enters the pump intake. In this case, the separated particles are deposited in the settler along the channel passing along the separator. In addition, electricity is supplied to the submersible motor through a cable running along the pump and centrifugal particle separator. The channel of deposition of solid particles and cable limit the diametrical dimension of the separator and its efficiency in the well, which also negatively affects the reliability of operation. In addition, the channel for the deposition of solid particles due to the lack of movement of fluid in it is at risk of clogging and dirt overgrowth. The low efficiency and reliability of the known technical solutions are also due to the lack of protection against loss of salts.
Задачей изобретения является повышение эффективности и надежности эксплуатации насосной установки для добычи нефти из скважин с высокой концентрацией взвешенных твердых частиц, а также возможность существенного увеличения диаметрального габарита сепаратора для повышения производительности сепаратора.The objective of the invention is to increase the efficiency and reliability of the operation of a pumping unit for oil production from wells with a high concentration of suspended solids, as well as the possibility of a significant increase in the diameter of the separator to increase the performance of the separator.
Повышение эффективности и надежности эксплуатации в погружной насосной установке для добычи нефти, содержащей спущенные в скважину насос с погружным электродвигателем, центробежный сепаратор твердых частиц и отстойник достигается тем, что центробежный сепаратор твердых частиц расположен ниже погружного электродвигателя с возможностью передачи крутящего момента с вала погружного электродвигателя на вал центробежного сепаратора твердых частиц, при этом ротор центробежного сепаратора твердых частиц окружен неподвижной винтовой решеткой, ход нарезки лопаток которой противоположен направлению вращения ротора центробежного сепаратора твердых частиц.Improving the efficiency and reliability of operation in a submersible pumping unit for oil production, containing a submersible electric motor pump, a centrifugal particulate separator and a settler, is achieved by the fact that the centrifugal particulate separator is located below the submersible motor with the possibility of transmitting torque from the shaft of the submersible motor to the shaft of the centrifugal separator of solid particles, while the rotor of the centrifugal separator of solid particles is surrounded by a fixed screw a honeycomb, the course of cutting of the blades of which is opposite to the direction of rotation of the rotor of the centrifugal separator of solid particles.
В одном из вариантов выполнения установки погружной электродвигатель имеет кожух, гидравлически связанный в верхней части с приемом насоса, а в нижней части - с выходом очищенной жидкости из центробежного сепаратора твердых частиц.In one embodiment of the installation, the submersible motor has a casing hydraulically connected in the upper part to the intake of the pump, and in the lower part, with the outlet of the purified liquid from the centrifugal separator of solid particles.
В других вариантах установки вал погружного электродвигателя и вал ротора центробежного сепаратора твердых частиц соединены посредством герметичной муфты, внутри отстойника размещена труба, верхний конец которой расположен ниже центробежного сепаратора твердых частиц, а нижний конец сообщен с полостью скважины, нижний конец трубы расположен глубже интервала перфорации скважины. Ниже отстойника может быть расположен сообщенный с полостью скважины контейнер с брикетами, содержащими ингибиторы солеотложений.In other embodiments of the installation, the shaft of the submersible motor and the rotor shaft of the centrifugal separator of solid particles are connected by means of a hermetic coupling, a pipe is placed inside the sump, the upper end of which is located below the centrifugal separator of solid particles, and the lower end is in communication with the cavity of the well, the lower end of the pipe is located deeper than the interval of perforation of the well . A container with briquettes containing scale inhibitors may be located below the sump.
Указанные выше отличительные признаки изобретения позволяют эффективно защитить насос от износа и засорения твердыми частицами, поступающими из пласта, а также избежать солеотложений.The above distinguishing features of the invention can effectively protect the pump from wear and clogging with solid particles coming from the reservoir, as well as to avoid scaling.
Как показывает нефтепромысловая практика, засорение насосов абразивами (проппант после гидравлического разрыва пласта и песок) негативно влияет на наработки установок погружных электроцентробежных насосов. Крупнодисперсные фракции засоряют любые насосы, что не позволяет износостойким (более дорогим) конструкциям показать ощутимые преимущества перед традиционными насосами с рабочими органами из серого чугуна.As oilfield practice shows, pump clogging with abrasives (proppant after hydraulic fracturing and sand) negatively affects the operating time of submersible electric centrifugal pump installations. Coarse fractions clog any pumps, which does not allow wear-resistant (more expensive) structures to show tangible advantages over traditional pumps with working parts made of gray cast iron.
Исследования в области изменения уровня механических примесей (Маркелов Д.В. Опыт эксплуатации УЭЦН в условиях интенсификации добычи нефти и роль сервиса в работе погружного комплекса. - Доклады XI ВСЕРОССИЙСКОЙ ТЕХНИЧЕСКОЙ КОНФЕРЕНЦИИ ОАО «АЛНАС». - М.: АЛНАС. - 2002 г.) показали, что интенсивность выноса имеет резкие пики (концентрация твердых частиц увеличивается в несколько раз) при изменении параметров - при запусках насосных установок или увеличениях частоты тока в процессе работы, но значительно снижается при стабильной долговременной работе системы.Research in the field of changes in the level of mechanical impurities (Markelov D.V. Operational experience of ESPs in conditions of intensification of oil production and the role of service in the operation of a submersible complex. - Reports of the XI ALL-RUSSIAN TECHNICAL CONFERENCE OJSC ALNAS. - M .: ALNAS. - 2002. ) showed that the removal rate has sharp peaks (the concentration of solid particles increases several times) when changing parameters - when starting up the pumping units or increasing the frequency of the current during operation, but significantly decreases with a stable long-term Handling system.
Поэтому с практической точки зрения важно защитить насос именно от резких пиков уровня взвешенных частиц абразивов, что и обеспечивается с помощью предлагаемого технического решения. При этом энергопотребление вырастет незначительно - (не более 3-5%), а наработка на отказ будет выше в несколько раз, причем не потребуется дорогостоящих мероприятий по укреплению подвески, да и сама глубина подвески насоса не претерпит изменений.Therefore, from a practical point of view, it is important to protect the pump precisely from sharp peaks in the level of suspended particles of abrasives, which is ensured by the proposed technical solution. At the same time, energy consumption will increase insignificantly - (no more than 3-5%), and MTBF will be several times higher, and expensive measures to strengthen the suspension will not be required, and the pump suspension depth itself will not change.
На фиг.1 представлена схема погружной насосной установки для добычи нефти, на фиг.2 - вариант выполнения установки с кожухом, на фиг.3 - схема расположения контейнера с брикетами, содержащими ингибиторы солеотложений.Figure 1 presents a diagram of a submersible pumping unit for oil production, figure 2 is an embodiment of the installation with a casing, figure 3 is a layout of a container with briquettes containing scale inhibitors.
Погружная насосная установка для добычи нефти (см. фиг.1) содержит насос 1 с погружным электродвигателем 2, центробежный сепаратор твердых частиц 3 и отстойник 4, спущенные в скважину 5. Центробежный сепаратор твердых частиц 3 расположен ниже погружного электродвигателя 2.Submersible pumping unit for oil production (see figure 1) contains a
На периферии ротора 6 центробежного сепаратора 3 размещена неподвижная винтовая решетка 7, ход нарезки лопаток которой противоположен направлению вращения ротора 6 сепаратора 3.On the periphery of the
Вал погружного электродвигателя 2 и вал 8 ротора 6 центробежного сепаратора 3 твердых частиц могут быть соединены посредством герметичной (например, магнитной) муфты 9. Внутри отстойника 4 размещена труба 10, верхний конец которой расположен ниже центробежного сепаратора 3 твердых частиц, а нижний конец сообщен с полостью скважины 5. Нижний конец трубы 10 может быть расположен глубже интервала перфорации 11 скважины 5, эксплуатирующей пласт 12, т.е. в зумпфе 13 скважины 5.The shaft of the submersible motor 2 and the
Центробежный сепаратор 3 имеет входную 14 и выходную 15 линии, а также каналы 16 отвода части потока жидкости с повышенной концентрацией твердых частиц в отстойник 4.The centrifugal separator 3 has an
Энергия к электродвигателю 2 подается с поверхности по кабелю 17. Насос 1 спущен в скважину 5 на насосно-компрессорных трубах 18.Energy to the electric motor 2 is supplied from the surface via
В варианте выполнения установки (см. фиг.2) погружной электродвигатель 2 снабжен кожухом 19, сообщенным в верхней части с приемом насоса 1 и имеющим в нижней части гидравлическую связь с выходом 15 очищенной жидкости из центробежного сепаратора 3 твердых частиц.In an embodiment of the installation (see Fig. 2), the submersible motor 2 is equipped with a
В другом варианте установки (см. фиг.3) ниже отстойника 4 расположен контейнер 20 с брикетами 21, содержащими ингибиторы солеотложений.In another embodiment of the installation (see figure 3) below the
Погружная насосная установка для добычи нефти работает следующим образом.Submersible pumping unit for oil production works as follows.
Поток добываемой продукции поступает из пласта 12 в скважину 5 и затем - во входную линию 14 центробежного сепаратора 3. Во вращающемся роторе 6 сепаратора 3 происходит отделение твердых частиц от жидкости в поле центробежных сил. Твердые частицы с частью жидкости направляются по каналам неподвижной винтовой решетки 7, а затем по каналам 16 в отстойник 4 и оседают на его дне. Наличие неподвижной винтовой решетки 7, ход нарезки лопаток которой противоположен направлению вращения ротора 6 сепаратора 3, способствует более эффективной транспортировке твердых частиц в отстойник 4. Очищенная жидкость идет в выходную линию 15 сепаратора 3.The flow of produced products flows from the
В зависимости от варианта выполнения установки чистая жидкость идет далее либо в зазор между эксплуатационной колонной скважины 5 и погружным электродвигателем 2, либо в зазор между кожухом 19 и двигателем 2 (при снабжении установки кожухом 19). Затем очищенная жидкость поступает в насос 1, который нагнетает ее на поверхность.Depending on the embodiment of the installation, pure liquid goes either into the gap between the production casing of the
Для того чтобы предотвратить при отсутствии кожуха 19 поступление неочищенной жидкости на прием насоса 1, минуя сепаратор твердых частиц 3, на валу 8 устанавливается ротор 6 с подачей, большей производительности насоса 1. Ротор 6 при вращении создает напор, и часть очищенной жидкости с выхода 15 центробежного сепаратора 3 направляется на его вход 14 вниз по кольцевому пространству между внешней поверхностью корпуса центробежного сепаратора 3 и внутренней поверхностью эксплуатационной колонны скважины 5, создавая при этом гидравлический затвор, предотвращающий поступление неочищенной жидкости с твердыми частицами на прием насоса 1, минуя центробежный сепаратор 3. Расход очищенной жидкости, поступающей вниз и создающий гидрозатвор, равен разности подач ротора 6 центробежного сепаратора твердых частиц и насоса 1.In order to prevent, in the absence of a
При переполнении отстойника 4 (это может произойти в случае длительной откачки продукции с очень высоким содержанием механических примесей) твердые частицы поступают по трубе 10 в зумпф 13 скважины 5, расположенный ниже интервала перфорации 11.When the
В варианте выполнения установки ротор 6 центробежного сепаратора 3 приводится во вращение от погружного электродвигателя 2 с помощью герметичной муфты 9. Это дает возможность избежать дополнительного торцового уплотнения и повысить надежность эксплуатации.In an embodiment of the installation, the
В другом варианте установки поток скважинной продукции проходит через контейнер 20, постепенно растворяя брикеты 21 ингибиторов солеотложений. При этом устраняется опасность выпадения отложений солей, усиливающих негативное влияние механических примесей.In another embodiment of the installation, the flow of well products passes through the
Очищенная жидкость нагнетается насосом 1 по насосно-компрессорным трубам 18 на поверхность.The purified liquid is pumped by the
Таким образом, предложенное техническое решение позволяет избежать засорения и износа насосов твердыми частицами, предотвращает солеотложения, что существенно повышает эффективность и надежность насосной добычи нефти по сравнению с известными изобретениями.Thus, the proposed technical solution avoids clogging and wear of the pumps by solid particles, prevents scaling, which significantly increases the efficiency and reliability of pumping oil production in comparison with the known inventions.
Область применения предлагаемого изобретения - оборудованные погружными насосами скважины с концентрацией взвешенных твердых частиц в жидкости более 100 мг/л и опасностью выпадения отложений солей. В настоящее время такие скважины составляют подавляющее большинство от действующего фонда скважин на месторождениях ведущих нефтяных компаний России («Роснефть», «Сибнефть», «ТНК-ВР», «Славнефть», «ЮКОС» и т.п.), проводящих техническую политику интенсификации добычи нефти.The scope of the invention is well-equipped with submersible pumps with a suspended solids concentration in the liquid of more than 100 mg / l and the risk of salt deposits. Currently, such wells make up the vast majority of the existing well stock in the fields of the leading Russian oil companies (Rosneft, Sibneft, TNK-BP, Slavneft, Yukos, etc.), which have a technical policy intensification of oil production.
Claims (6)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2004126781/03A RU2278959C2 (en) | 2004-09-08 | 2004-09-08 | Submersible pumping installation for oil production |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2004126781/03A RU2278959C2 (en) | 2004-09-08 | 2004-09-08 | Submersible pumping installation for oil production |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2004126781A RU2004126781A (en) | 2006-02-20 |
RU2278959C2 true RU2278959C2 (en) | 2006-06-27 |
Family
ID=36050552
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2004126781/03A RU2278959C2 (en) | 2004-09-08 | 2004-09-08 | Submersible pumping installation for oil production |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2278959C2 (en) |
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2013187801A2 (en) * | 2012-06-14 | 2013-12-19 | Закрытое Акционерное Общество "Новомет-Пермь" (Зао "Новомет-Пермь") | Downhole pump assembly |
RU2516990C1 (en) * | 2012-12-27 | 2014-05-27 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина" | Oil production submersible pump set |
RU2526068C1 (en) * | 2013-03-27 | 2014-08-20 | Закрытое Акционерное Общество "Новомет-Пермь" | Downhole separator of mechanical impurities |
RU173861U1 (en) * | 2016-12-14 | 2017-09-14 | Игорь Александрович Малыхин | DEVELOPMENT PROTECTION OF UNDERGROUND EQUIPMENT OF WELLS FROM MECHANICAL IMPURITIES |
RU2632607C1 (en) * | 2016-05-16 | 2017-10-06 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | Submersible pump ejector unit for oil production |
-
2004
- 2004-09-08 RU RU2004126781/03A patent/RU2278959C2/en not_active IP Right Cessation
Cited By (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2013187801A2 (en) * | 2012-06-14 | 2013-12-19 | Закрытое Акционерное Общество "Новомет-Пермь" (Зао "Новомет-Пермь") | Downhole pump assembly |
WO2013187801A3 (en) * | 2012-06-14 | 2014-02-27 | Закрытое Акционерное Общество "Новомет-Пермь" (Зао "Новомет-Пермь") | Downhole pump assembly |
RU2516990C1 (en) * | 2012-12-27 | 2014-05-27 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина" | Oil production submersible pump set |
RU2526068C1 (en) * | 2013-03-27 | 2014-08-20 | Закрытое Акционерное Общество "Новомет-Пермь" | Downhole separator of mechanical impurities |
RU2632607C1 (en) * | 2016-05-16 | 2017-10-06 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | Submersible pump ejector unit for oil production |
RU173861U1 (en) * | 2016-12-14 | 2017-09-14 | Игорь Александрович Малыхин | DEVELOPMENT PROTECTION OF UNDERGROUND EQUIPMENT OF WELLS FROM MECHANICAL IMPURITIES |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2004126781A (en) | 2006-02-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US10920559B2 (en) | Inverted Y-tool for downhole gas separation | |
US6343653B1 (en) | Chemical injector apparatus and method for oil well treatment | |
US6371206B1 (en) | Prevention of sand plugging of oil well pumps | |
US10107088B2 (en) | Centrifugal separator for downhole pump | |
US20190309768A1 (en) | Electric submersible pump dual gas and sand separator | |
US7594543B2 (en) | Method and apparatus for production in oil wells | |
RU2278959C2 (en) | Submersible pumping installation for oil production | |
CN103527165A (en) | Downhole three-phase separating device | |
RU79936U1 (en) | DEVICE FOR SEPARATION OF GAS AND MECHANICAL IMPURITIES FROM OIL IN A WELL | |
RU117535U1 (en) | PUMP UNIT FOR CLEANING WELLS | |
RU2516990C1 (en) | Oil production submersible pump set | |
CN103939319B (en) | Three-tube type linear dynamo oil pump | |
RU163125U1 (en) | GAS SAND ANCHOR FOR WELLS WITH LARGE DEBIT | |
RU2732319C1 (en) | Method of gas separation combined with cooling of submersible electric motor | |
RU102056U1 (en) | SYSTEM FOR SUPPORTING PLASTIC PRESSURE WHEN DEVELOPING OIL DEPOSITS | |
RU2387884C1 (en) | Centrifugal separator of solid particles | |
RU2230181C2 (en) | Immersible centrifugal pumping device | |
RU2386860C1 (en) | Deep-well pump for oil extraction | |
RU2663422C1 (en) | Submersible pumping unit | |
RU139128U1 (en) | INSTALLATION FOR CLEANING A POWER FLUID OF A HYDRAULIC DRIVE WELL PUMP | |
RU91741U1 (en) | PUMP INSTALLATION | |
RU77916U1 (en) | Sludge trap | |
CA2306259C (en) | Prevention of sand plugging of oil well pumps | |
RU2792939C1 (en) | Self-cleaning filter for ecpu protection | |
RU2737628C1 (en) | Production wells cleaning system with application of gravity filter |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20080909 |
|
NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20101120 |
|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20140909 |