RU2616331C1 - Method of effective submersible lobe pump exploitation during pumping of formation fluid with high concentration of gas and abrasive particles and gas separator of electric-centrifugal pump installation for implementation thereof - Google Patents
Method of effective submersible lobe pump exploitation during pumping of formation fluid with high concentration of gas and abrasive particles and gas separator of electric-centrifugal pump installation for implementation thereof Download PDFInfo
- Publication number
- RU2616331C1 RU2616331C1 RU2015157194A RU2015157194A RU2616331C1 RU 2616331 C1 RU2616331 C1 RU 2616331C1 RU 2015157194 A RU2015157194 A RU 2015157194A RU 2015157194 A RU2015157194 A RU 2015157194A RU 2616331 C1 RU2616331 C1 RU 2616331C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- screw
- sleeve
- gas separator
- centrifugal pump
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 34
- 238000009434 installation Methods 0.000 title claims abstract description 28
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 20
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 13
- 238000005086 pumping Methods 0.000 title claims abstract description 13
- 239000002245 particle Substances 0.000 title claims description 15
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 50
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 30
- 238000005266 casting Methods 0.000 claims abstract description 8
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 claims description 14
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 14
- 238000013517 stratification Methods 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 99
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 7
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 7
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 5
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 238000011089 mechanical engineering Methods 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000010006 flight Effects 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
- E21B43/38—Arrangements for separating materials produced by the well in the well
- E21B43/385—Arrangements for separating materials produced by the well in the well by reinjecting the separated materials into an earth formation in the same well
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
- F04D13/00—Pumping installations or systems
- F04D13/02—Units comprising pumps and their driving means
- F04D13/06—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven
- F04D13/08—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven for submerged use
- F04D13/10—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven for submerged use adapted for use in mining bore holes
Landscapes
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
- Centrifugal Separators (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при добыче нефти из скважин с высоким содержанием газа и абразивных частиц посредством установок электроцентробежных насосов и устройству скважинных центробежных газосепараторов и газосепараторов-диспергаторов.The invention relates to the oil industry and can be used in oil production from wells with a high content of gas and abrasive particles through the installation of electric centrifugal pumps and the installation of downhole centrifugal gas separators and gas separators-dispersants.
Известен способ откачивания жидкости скважинным насосом, включающий подвод газожидкостной смеси в газосепаратор, повышение ее напора и закручивание потока посредством воздействия лопастного колеса на смесь, разделение смеси в поле центробежных сил с последующим отводом отсепарированного газа в затрубное пространство скважины и нагнетание насосом дегазированной жидкости (см. Патент РФ №2027912, МПК F04D 13/10, опубл. 27.01.1995 г.).A known method of pumping a liquid with a borehole pump, comprising supplying a gas-liquid mixture to a gas separator, increasing its pressure and twisting the flow through the action of a paddle wheel on the mixture, dividing the mixture into a centrifugal force field, and then releasing the separated gas into the annulus of the well and pumping the degassed liquid into the pump (see RF patent No. 2027912, IPC F04D 13/10, publ. 01/27/1995).
Однако такой способ откачивания газожидкостной смеси имеет следующие недостатки:However, this method of pumping a gas-liquid mixture has the following disadvantages:
- Недостаточная надежность, обусловленная откачиванием жидкости с повышенным содержанием абразивных частиц и использованием одного газосепаратора или одного газосепаратора-диспергатора для широкого диапазона подач, откачиваемых разными насосами одного габарита. Например, газосепаратор ГСА(O,ОК)5-5Э производства ОАО «АЛНАС» предназначен для диапазона подач 25-200 м3/сут при номинальной (расчетной) подаче 200 м3/сут и устанавливается перед 12 различными насосами габарита 5 (см. Технический каталог «Погружное оборудование для добычи нефти», ЗАО «Римера - Алнас», 2011 г.). Газосепаратор-диспергатор ГДН5А-250-17 производства ЗАО «Новомет - Пермь» предназначен для диапазона подач 25-250 м3/сут при номинальной (расчетной) подаче 250 м3/сут и устанавливается перед 9 различными насосами габарита 5А (см. Каталог продукции «Сервис и надежность», Пермь, 2010 г.). По мере истощения нефтяных месторождений России оказалось необходимым откачивать так называемые «трудно извлекаемые» запасы углеводородов. Практически на всех месторождениях в извлекаемой пластовой жидкости существенно выросла концентрация твердых частиц. В результате такого физико-химического изменения свойств пластовой жидкости описанное выше достоинство газосепараторов - один ГС или ГСД на весь габаритный ряд насосов - превратилось в существенный недостаток. Угрожающе выросла частота перерезания корпусов ГС и ГСД при эксплуатации УЭЦН и «полетов» частей насосных установок на забой скважин. Основными причинами частых отказов погружных лопастных насосов является разрезание корпуса газосепаратора при его работе на подачах, меньших чем расчетная, и значительном содержании механических примесей в пластовой жидкости (см., например, Информационный бюллетень ГК «Новомет» «Арсенал нефтедобычи», №2, 2007 г., с. 8).- Lack of reliability due to pumping out liquids with a high content of abrasive particles and the use of one gas separator or one gas separator-dispersant for a wide range of flows pumped by different pumps of the same size. For example, a gas separator GSA (O, OK) 5-5E manufactured by OJSC ALNAS is designed for a supply range of 25-200 m 3 / day with a nominal (calculated) flow of 200 m 3 / day and is installed in front of 12 different pumps of size 5 (see Technical catalog "Submersible equipment for oil production", CJSC "Rimera - Alnas", 2011). The gas separator-disperser GDN5A-250-17 manufactured by Novomet-Perm CJSC is designed for a supply range of 25-250 m 3 / day with a nominal (calculated) supply of 250 m 3 / day and is installed in front of 9 different 5A pumps (see. Product Catalog “Service and Reliability”, Perm, 2010). With the depletion of oil fields in Russia, it turned out to be necessary to pump out the so-called "difficult to extract" hydrocarbon reserves. In almost all fields in the extracted reservoir fluid, the concentration of solid particles increased significantly. As a result of such a physicochemical change in the properties of the formation fluid, the above-described advantage of gas separators — one gas generator or gas generator for the entire overall range of pumps — turned into a significant drawback. The frequency of cutting the hulls of the GS and GDS during the operation of the ESP and the “flights” of parts of pumping units to the bottom of the wells has grown menacingly. The main reasons for the frequent failures of submersible vane pumps is the cutting of the gas separator body when it is operating at feeds less than the calculated one and the significant content of mechanical impurities in the reservoir fluid (see, for example, Novomet Group of Companies “Arsenal of oil production”, No. 2, 2007 g., p. 8).
- При увеличении расхода жидкости от номинального - снижается степень отделения газа. В результате газосодержание газожидкостной смеси, поступающей в насос, становится больше допустимого, например, больше 25%, что приводит к ухудшению характеристик насоса, а именно: уменьшению подачи, напора и КПД, а при определенных условиях - к срыву подачи насоса.- With an increase in fluid flow from the nominal, the degree of gas separation decreases. As a result, the gas content of the gas-liquid mixture entering the pump becomes greater than the allowable one, for example, more than 25%, which leads to a deterioration in the pump performance, namely: a decrease in flow, pressure and efficiency, and, under certain conditions, a breakdown in the pump flow.
- При уменьшении расхода жидкости от номинального - во входном участке газосепаратора появляются противотоки, закручивающие основной поток, что вызывает при наличии абразивных частиц в пластовой жидкости ускоренный износ деталей газосепаратора, а часто и полное перерезание корпуса.- When reducing the fluid flow from the nominal one, countercurrents appear in the inlet section of the gas separator, swirling the main flow, which causes abrasive particles in the formation fluid to accelerate wear of the gas separator parts, and often completely cut the body.
Известен способ откачивания жидкости установкой электроцентробежного насоса, принятый за ближайший аналог (прототип) и заключающийся в подводе газожидкостной смеси в газосепаратор, повышении ее напора в шнеке газосепаратора, закручивании потока газожидкостной смеси, разделении потока с последующим отводом отсепарированного газа в затрубное пространство и подаче дегазированной жидкости в электроцентробежный насос. При этом в ограниченных радиальных габаритах скважины предварительно до размещения установки электроцентробежного насоса в скважине определяют диапазон подач газожидкостной смеси, рассчитывают для каждого значения этого диапазона геометрические параметры шнека газосепаратора и затем комплектуют установку партией рассчитанных шнеков для каждого значения подачи в пределах одного габарита скважины (см. Патент РФ №2442023, МПК F04D 13/10, опубл. 10.02.2012 г.).A known method of pumping liquid by installing an electric centrifugal pump, adopted for the closest analogue (prototype), which consists in supplying a gas-liquid mixture to a gas separator, increasing its pressure in the screw of the gas separator, twisting the gas-liquid mixture flow, dividing the stream, followed by discharge of the separated gas into the annulus and supplying a degassed liquid in an electric centrifugal pump. Moreover, in the limited radial dimensions of the well, prior to placing the electric centrifugal pump installation in the well, the gas-liquid mixture supply range is determined, the geometric parameters of the gas separator screw are calculated for each value of this range, and then the installation is completed with a batch of calculated screws for each flow value within the same well dimension (see RF patent No. 2442023, IPC F04D 13/10, publ. 02/10/2012).
Однако такой способ откачивания газожидкостной смеси (ГЖС) имеет следующий недостаток: наличие для одного газосепаратора партии шнеков, состоящей из, например, 12 шнеков для ГСА(O,ОК)5-5Э производства ОАО «АЛНАС», или 9 шнеков для ГДН5А-250-17 производства ЗАО «Новомет - Пермь», значительно удорожает себестоимость способа, поскольку стоимость изготовления пресс-формы для литья заготовки только одного шнека доходит до 1 млн руб.However, this method of pumping out a gas-liquid mixture (GHS) has the following disadvantage: the presence of a batch of screws for one gas separator, consisting of, for example, 12 screws for gas turbine (O, OK) 5-5E manufactured by OJSC ALNAS, or 9 screws for GDN5A-250 -17 produced by Novomet-Perm CJSC, significantly increases the cost of the method, since the cost of manufacturing a mold for casting a workpiece of only one screw reaches 1 million rubles.
Известен газосепаратор, включающий в себя корпус с отверстиями для подвода газожидкостной смеси и каналами для подачи дегазированной жидкости в насос и отвода отсепарированного газа в затрубное пространство скважины, напорную вихревую ступень и завихритель, состоящий из лопастного колеса и специального направляющего аппарата (см. А.А. Богданов. Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти. - М., Недра, 1968 г., с. 80-82, рис. 64).A gas separator is known, which includes a housing with holes for supplying a gas-liquid mixture and channels for supplying a degassed liquid to the pump and for removing the separated gas into the annulus of the well, a pressure vortex stage and a swirl consisting of a blade wheel and a special guide vane (see A.A. Bogdanov, Submersible centrifugal electric pumps for oil production. - M., Nedra, 1968, pp. 80-82, Fig. 64).
Недостатком данного газосепаратора является небольшая эффективность сепарации газожидкостной смеси, особенно с высоким содержанием газа.The disadvantage of this gas separator is the low separation efficiency of the gas-liquid mixture, especially with a high gas content.
Известен газосепаратор установки электроцентробежного насоса, принятый за ближайший аналог (прототип) и содержащий размещенные в корпусе последовательно установленные на валу по ходу прохождения потока газожидкостной смеси основание с отверстиями и с приемной сеткой, шнек, защитную гильзу, сепаратор, выполненный в виде радиальных ребер, головку с каналами, выход которых связан со входом в насос, и отверстиями для выхода газа в затрубное пространство, при этом шнек имеет переменный шаг, а лопасти шнеков установлены под входным углом, определяемым из условия:Known gas separator installation of an electric centrifugal pump, adopted for the closest analogue (prototype) and containing placed in the housing sequentially mounted on the shaft along the flow of the gas-liquid mixture base with holes and with a receiving mesh, auger, protective sleeve, a separator made in the form of radial ribs, head with channels, the outlet of which is connected to the pump inlet, and openings for gas outlet into the annulus, while the auger has a variable pitch, and the auger blades are installed at the input angle, determined from the condition:
где л1 - угол установки лопасти шнека на входе;where l1 is the angle of installation of the auger blades at the inlet;
Qж - подача жидкости;Q W - fluid supply;
Dш - наружный диаметр шнека;D W - the outer diameter of the screw;
dвт - диаметр втулки шнека;d W - screw hub diameter;
u - окружная скорость на наружном диаметре;u is the peripheral speed on the outer diameter;
q1 - режимный параметр.q 1 - mode parameter.
Кроме того, в газосепараторе входной диаметр шнеков меньше диаметра последующих витков шнеков (см. Патент РФ №2442023, МПК F04D 13/10, опубл. 10.02.2012 г.).In addition, in the gas separator, the input diameter of the screws is smaller than the diameter of the subsequent turns of the screws (see RF Patent No. 2442023, IPC F04D 13/10, publ. 02/10/2012).
Данный газосепаратор имеет следующий недостаток:This gas separator has the following disadvantage:
- Шнеки с равными наружными диаметрами, рассчитанные на разные подачи, вынужденно выполняются переменного шага. Обозначим разницу углов установки лопасти шнека на выходе и входе как ΔβΣ=βл2-βл1. Для шнеков, рассчитанных на меньшие расходы, уменьшаются углы установки лопастей на входе в шнек βл1. Параметр ΔβΣ растет. Увеличивается диффузорность проточных каналов шнека, уменьшаются гидравлический КПД и напор шнека в соответствии с формулой:- Screws with equal outer diameters, designed for different feeds, are forced to perform variable pitch. We denote the difference in the angles of installation of the auger blades at the outlet and inlet as ΔβΣ = βl2-βl1. For screws designed for lower costs, the installation angles of the blades at the entrance to the screw βl1 are reduced. The parameter Δβ Σ grows. The diffusivity of the flow channels of the screw increases, the hydraulic efficiency and the pressure of the screw decrease in accordance with the formula:
(см. В.И. Петров, В.Ф. Чебаевский. Кавитация в высокооборотных лопастных насосах, - М., Машиностроение, 1982 г., стр. 38).(see V.I. Petrov, V.F. Chebaevsky. Cavitation in high-speed vane pumps, - M., Mechanical Engineering, 1982, p. 38).
- Наличие для одного газосепаратора партии шнеков, выполненных из разных заготовок, и состоящей из, например, 12 шнеков для ГСА(О,ОК)5-5Э производства ОАО «АЛНАС», или 9 шнеков для ГДН5А-250-17 производства ЗАО «Новомет - Пермь», значительно удорожает себестоимость изготовления такого газосепаратора, поскольку стоимость изготовления пресс-формы для литья заготовки только одного шнека доходит до 1 млн руб.- The presence of a batch of screws for one gas separator made from different billets, and consisting of, for example, 12 screws for GAW (O, OK) 5-5E manufactured by OJSC ALNAS, or 9 screws for GDN5A-250-17 manufactured by Novomet CJSC “Perm”, significantly increases the cost of manufacturing such a gas separator, since the cost of manufacturing a mold for casting a blank of only one screw reaches 1 million rubles.
Задачей настоящего изобретения является повышение надежности газосепаратора, поддержание величины предельного газосодержания в газожидкостной абразивной смеси и снижение себестоимости его изготовления. Техническим результатом настоящего изобретения является такое техническое решение, при котором в процессе работы газосепаратора внутри него снижалось или полностью прекращалось возникновение противотоков относительно основного потока пластовой жидкости (газожидкостной абразивной смеси), а также снижалось или полностью прекращалось расслоение пластовой жидкости на твердую, жидкую и газовую фазы, что в итоге предохраняет от износа внутреннюю поверхность корпуса газосепаратора, что в результате приводит к повышению надежности газосепаратора, поддержанию величины предельного газосодержания в газожидкостной абразивной смеси и снижение себестоимости его изготовления.The objective of the present invention is to increase the reliability of the gas separator, maintaining the maximum gas content in the gas-liquid abrasive mixture and reducing the cost of its manufacture. The technical result of the present invention is such a technical solution in which during the operation of the gas separator inside it, the occurrence of countercurrents relative to the main flow of the reservoir fluid (gas-liquid abrasive mixture) is reduced or completely stopped, and the stratification of the reservoir fluid into solid, liquid and gas phases is reduced or completely stopped , which ultimately protects the internal surface of the gas separator from wear, which ultimately leads to an increase in the reliability of the gas comparator, keeping the limit value of gas content in the gas-liquid mixture of abrasive and reduced cost of manufacture.
Указанный технический результат достигается тем, что в способе откачивания пластовой жидкости с повышенным содержанием газа и абразивных частиц установкой электроцентробежного насоса, заключающемся в подводе газожидкостной смеси в газосепаратор, повышении ее напора в шнеке газосепаратора, закручивании потока газожидкостной смеси, разделении потока с последующим отводом отсепарированного газа в затрубное пространство и подаче дегазированной жидкости в электроцентробежный насос, в ограниченных радиальных габаритах скважины предварительно до размещения установки электроцентробежного насоса в скважине определяют диапазон подач газожидкостной смеси, рассчитывают для каждого значения этого диапазона входной наружный диаметр шнека газосепаратора, внутренний диаметр гильзы шнека и затем комплектуют установку партией рассчитанных шнеков и гильз для каждого значения подачи в пределах одного габарита скважины, причем все гильзы и шнеки изготавливают из одинаковых заготовок (один вид заготовки гильзы и один вид отливки шнека).The specified technical result is achieved by the fact that in the method of pumping formation fluid with a high content of gas and abrasive particles by installing an electric centrifugal pump, which consists in supplying a gas-liquid mixture to a gas separator, increasing its pressure in the screw of the gas separator, twisting the gas-liquid mixture flow, separating the stream, followed by removal of the separated gas into the annulus and the supply of degassed fluid to the electric centrifugal pump, in the limited radial dimensions of the well before Finally, before the installation of the electric centrifugal pump installation in the well, the gas-liquid mixture supply range is determined, the input external diameter of the gas separator screw, the internal diameter of the screw sleeve are calculated for each value of this range, and then the installation is completed with a batch of calculated screws and sleeves for each supply value within the same well dimension, all sleeves and screws are made from the same blanks (one type of blank sleeve and one type of screw casting).
Технический результат в части заявленного устройства достигается тем, что в газосепараторе установки электроцентробежного насоса, содержащем размещенные в корпусе, последовательно установленные на валу по ходу прохождения потока газожидкостной смеси основание с отверстиями и с приемной сеткой, шнек с втулкой, входной диаметр которого меньше диаметра последующих витков, защитную гильзу, сепаратор, выполненный в виде нескольких радиальных ребер, головку с каналами, выход которых связан с входом в насос, и отверстиями для выхода газа в затрубное пространство, защитная гильза шнека имеет варианты исполнения в зависимости от режимного параметра q1:The technical result in terms of the claimed device is achieved by the fact that in the gas separator of the installation of an electric centrifugal pump, comprising a base with holes and a receiving mesh, a screw with a sleeve, the input diameter of which is less than the diameter of subsequent turns, placed in the housing, sequentially mounted on the shaft along the flow of the gas-liquid mixture , a protective sleeve, a separator made in the form of several radial ribs, a head with channels, the outlet of which is connected to the inlet to the pump, and openings for the exit of gas into pipe space, the protective sleeve of the screw has several versions depending on the modal parameter q 1:
при q1<0.5 защитная гильза шнека имеет конфузорно-диффузорную форму, минимальный внутренний диаметр которой определяется из условия:at q 1 <0.5, the protective sleeve of the screw has a confuser-diffuser shape, the minimum inner diameter of which is determined from the condition:
где dг - минимальный внутренний диаметр гильзы;where d g is the minimum inner diameter of the sleeve;
D2шн - максимальный наружный диаметр шнека;D 2шн - the maximum outer diameter of the screw;
при q1≥0.5 защитная гильза шнека имеет цилиндрическую форму, внутренний диаметр гильзы определяется из условия:at q 1 ≥0.5, the protective sleeve of the screw has a cylindrical shape, the inner diameter of the sleeve is determined from the condition:
dг=D2шн+(0,01…0,05)⋅D2шн (мм)d g = D 2шн + (0,01 ... 0,05) ⋅D 2шн (mm)
где dг - минимальный внутренний диаметр гильзы;where d g is the minimum inner diameter of the sleeve;
D2шн - максимальный наружный диаметр шнека;D 2шн - the maximum outer diameter of the screw;
Сущность изобретения поясняется чертежами.The invention is illustrated by drawings.
На фиг. 1 представлена схема течения потока жидкости на входе в шнек при режимном параметре q1<0.5 (см. В.И. Петров, В.Ф. Чебаевский. Кавитация в высокооборотных лопастных насосах, - М., Машиностроение, 1982 г., стр. 13, рис. 1.3.).In FIG. Figure 1 shows a diagram of the fluid flow at the inlet to the auger with a regime parameter q 1 <0.5 (see V.I. Petrov, V.F. Chebaevsky. Cavitation in high-speed vane pumps, - M., Mashinostroenie, 1982, p. 13, Fig. 1.3.).
На фиг. 2 дана фотография гильзы газосепаратора, разрушенной после откачки из скважины пластовой жидкости с повышенным содержанием абразивных частиц при режимном параметре q1<0,5.In FIG. Figure 2 shows a photograph of a gas separator sleeve destroyed after pumping formation fluid from the well with a high content of abrasive particles at a regime parameter q 1 <0.5.
На фиг. 3.1 представлен газосепаратор установки электроцентробежного насоса, собранный на номинальную подачу пластовой жидкости, соответствующую режимному параметру q1=0,61, т.е. q1>0,5.In FIG. 3.1 shows the gas separator of the installation of an electric centrifugal pump, assembled for a nominal supply of formation fluid, corresponding to the operating parameter q 1 = 0.61, i.e. q 1 > 0.5.
На фиг. 4.2 представлен газосепаратор установки электроцентробежного насоса, собранный на меньшую подачу пластовой жидкости, соответствующую режимному параметру q1=0,435, T.e. q1<0,5.In FIG. Figure 4.2 shows the gas separator of the installation of an electric centrifugal pump, assembled for a lower supply of formation fluid, corresponding to the operating parameter q 1 = 0.435, Te q 1 <0.5.
На фиг. 5.3 представлен газосепаратор установки электроцентробежного насоса, собранный на еще меньшую подачу пластовой жидкости, соответствующую режимному параметру q1=0,22, т.е. q1<0,5.In FIG. Figure 5.3 shows the gas separator of the installation of an electric centrifugal pump, assembled for an even lower supply of formation fluid, corresponding to the operating parameter q 1 = 0.22, i.e. q 1 <0.5.
На фиг. 6.1 приведен шнек, у которого постоянный наружный диаметр и режимный параметр q1=0,61, т.е. q1>0,5.In FIG. Figure 6.1 shows a screw with a constant outer diameter and a regime parameter q 1 = 0.61, i.e. q 1 > 0.5.
На фиг. 7.2 приведен шнек, у которого входной наружный диаметр соответствует режимному параметру q1=0,435, т.е. q1<0,5.In FIG. 7.2 shows a screw, in which the input outer diameter corresponds to the operating parameter q 1 = 0.435, i.e. q 1 <0.5.
На фиг. 8.3 приведен шнек, у которого входной наружный диаметр соответствует режимному параметру q1=0,22, т.е. q1<0,5.In FIG. 8.3 shows a screw, in which the input outer diameter corresponds to the operating parameter q 1 = 0.22, i.e. q 1 <0.5.
На фиг. 9.1 представлена гильза газосепаратора, соответствующая режимному параметру q1=0,61, т.е. q1>0,5.In FIG. 9.1 shows the gas separator sleeve corresponding to the operating parameter q 1 = 0.61, i.e. q 1 > 0.5.
На фиг. 10.2 представлена гильза газосепаратора, соответствующая режимному параметру q1=0,435, т.е. q1<0,5.In FIG. 10.2 shows the gas separator sleeve corresponding to the operating parameter q 1 = 0.435, i.e. q 1 <0.5.
На фиг. 11.3 представлена гильза газосепаратора, соответствующая режимному параметру q1=0,22, т.е. q1<0,5.In FIG. 11.3 shows the gas separator sleeve corresponding to the operating parameter q 1 = 0.22, i.e. q 1 <0.5.
На фиг. 12 приведены результаты испытаний одного газосепаратора с тремя парами «шнек-гильза», которые соответствуют трем подачам пластовой жидкости и трем значениям режимного параметра q1=0,61; 0,435 и 0,22.In FIG. 12 shows the test results of one gas separator with three pairs of "screw-sleeve", which correspond to three flows of reservoir fluid and three values of the operating parameter q 1 = 0.61; 0.435 and 0.22.
Газосепаратор установки электроцентробежного насоса, посредством которого осуществляется заявленный способ, содержит последовательно установленные на валу 1 по ходу прохождения потока газожидкостной смеси основание 2 с отверстиями 3 и приемной сеткой 4, шнек 5, защитную гильзу 6 шнека 5, сепаратор 7, выполненный в виде нескольких радиальных ребер 8, головку 9 с каналами 10 для прохода отсепарированной жидкости и отверстиями 11 для выхода газа в затрубное пространство (не показано). Выход каналов 10 связан с входом в насос (не показан). На валу установлены подшипники 12. Защитная гильза 6 шнека 5 при режимном параметре q1<0,5 выполнена утолщенной и имеет конфузорно-диффузорную форму (фиг. 4-б и 4-в). Минимальный внутренний диаметр гильзы 6 при режимном параметре q1<0,5 определяется из условия:The gas separator of the installation of the electric centrifugal pump, by means of which the claimed method is carried out, contains a
Шнек 5 (фиг. 3-б и 3-в) при режимном параметре q1<0,5 выполнен таким образом, что его входной наружный диаметр d2шн меньше диаметра последующих витков, причем на выходе витки имеют диаметр D2шн. Входной наружный диаметр d2шн шнека 5 определяется из условия:The screw 5 (Fig. 3-b and 3-c) with the operating parameter q 1 <0.5 is made in such a way that its input outer diameter d 2шн is less than the diameter of subsequent turns, and at the output of the turns have a diameter D 2шн . The input outer diameter d 2shn screw 5 is determined from the condition:
d2шн=dг-1 (мм).d 2shn = d g -1 (mm).
Способ эффективной эксплуатации погружных лопастных насосов при откачивании пластовой жидкости с повышенным содержанием газа и абразивных частиц осуществляется следующим образом. Предварительно в ограниченных радиальных габаритах скважины до размещения установки в скважине определяют диапазон подач газожидкостной смеси. Затем рассчитывают для каждого значения этого диапазона минимальный внутренний диаметр dг гильзы 6, входной наружный диаметр d2шн шнека 5, изготавливают под эти размеры гильзы и шнеки, используя один вид заготовки гильзы и один вид отливки шнека. Комплектуют установку электроцентробежного насоса с газосепаратором партией гильз и шнеков для каждого значения подачи в пределах одного габарита скважины. По известному притоку (подаче) пластовой жидкости в скважине из партии гильз и шнеков, которой скомплектован газосепаратор, подбирают пару «гильза-шнек», соответствующую подаче пластовой жидкости (режимному параметру подачи пластовой жидкости). Собирают газосепаратор с подобранной парой «гильза-шнек». Собирают установку электроцентробежного насоса с газосепаратором. Затем установку опускают в скважину и запускают в работу. Газожидкостная смесь поднимается по стволу скважины и подводится к приему газосепаратора - приемной сетке 4 и отверстиям 3 в основании 2. Здесь пластовая жидкость захватывается шнеком 5, который повышает напор газожидкостной смеси. Область 2 противотоков, показанная на фиг. 1-а и вызывающая износ гильзы и корпуса, не образуется. Эта область 2 заполнена материалом гильзы 6, имеющей конфузорно-диффузорную форму. Далее поток газожидкостной смеси разделяется в поле центробежных сил сепаратора 7 по фазам. Свободный отсепарированный газ отводится в затрубное пространство скважины, а жидкость, дегазированная до допустимого газосодержания, поступает в электроцентробежный насос (не показан) и нагнетается насосом к устью скважины на поверхность.The method of efficient operation of submersible vane pumps when pumping formation fluid with a high content of gas and abrasive particles is as follows. Previously, in the limited radial dimensions of the well, before the installation is installed in the well, the flow range of the gas-liquid mixture is determined. Then, for each value of this range, the minimum inner diameter d g of the sleeve 6, the input outer diameter d 2 of the screw 5 are calculated , and the shells and screws are manufactured for these sizes using one type of sleeve blank and one type of screw casting. The installation of an electric centrifugal pump with a gas separator is completed with a batch of sleeves and screws for each supply value within the same well dimension. Based on the well-known inflow (supply) of formation fluid in the well from a batch of cartridges and augers, which is equipped with a gas separator, a pair of “sleeve-auger” corresponding to the supply of formation fluid (regime parameter of formation fluid supply) is selected. A gas separator is assembled with the selected sleeve-screw pair. Assemble the installation of an electric centrifugal pump with a gas separator. Then the installation is lowered into the well and put into operation. The gas-liquid mixture rises along the wellbore and is fed to the gas separator — the
Газосепаратор работает следующим образом. Пластовая жидкость с повышенным содержанием газа и абразивных частиц из скважины попадает через сетку 4 и отверстия 3 основания 2 на шнек 5. За счет приобретенного напора в шнеке 5 пластовая жидкость с повышенным содержанием газа и абразивных частиц поступает во вращающийся на валу 1 сепаратор 7, выполненный в виде нескольких радиальных ребер 8, где под действием центробежных сил газ отделяется от жидкости. Далее жидкость с периферии камеры сепаратора 7 поступает по верхним каналам 10 головки 9 на прием насоса (на фигуре не показан), а газ через отверстия 11 отводится в затрубное пространство скважины. Защитная гильза 6 шнека 5 выполнена из нержавеющего материала и имеет утолщенную конфузорно-диффузорную форму. Такая форма предотвращает как образование противотоков на периферии входной части шнека (область 2 на фиг. 1- а), так и расслоение пластовой жидкости на твердую, жидкую и газовую фазы и, таким образом, предохраняет от износа внутреннюю поверхность корпуса газосепаратора. Внутренняя поверхность гильзы 6 при режимном параметре q1<0,5 имеет конфузорно-диффузорную форму, минимальный внутренний диаметр гильзы 6 определяется из условия:Gas separator works as follows. The formation fluid with a high content of gas and abrasive particles from the well enters through the
где dг - минимальный внутренний диаметр гильзы;where d g is the minimum inner diameter of the sleeve;
D2шн - максимальный наружный диаметр шнека;D 2шн - the maximum outer diameter of the screw;
при q1≥0.5 защитная гильза 6 имеет цилиндрическую форму, внутренний диаметр гильзы определяется из условия:at q 1 ≥0.5 the protective sleeve 6 has a cylindrical shape, the inner diameter of the sleeve is determined from the condition:
dг=D2шн+(0,01…0,05)⋅D2шн (мм),d g = D 2шн + (0,01 ... 0,05) ⋅D 2шн (mm),
где dг - минимальный внутренний диаметр гильзы;where d g is the minimum inner diameter of the sleeve;
D2шн - максимальный наружный диаметр шнека.D 2шн - maximum outer diameter of the screw.
Шнек 5 (фиг. 3-б и 3-в) выполнен таким образом, что его входной наружный диаметр й2ШН меньше диаметра последующих витков, причем последние витки на выходе из шнека имеют диаметр D2шн. Входной наружный диаметр d2шн шнека 5 определяется из условия:The screw 5 (Fig. 3-b and 3-c) is made in such a way that its input outer diameter d2ShN is less than the diameter of the subsequent turns, and the last turns at the exit of the screw have a diameter D 2shn . The input outer diameter d 2shn screw 5 is determined from the condition:
d2шн=dг-1 (мм).d 2shn = d g -1 (mm).
Эти условия обеспечивают оптимальный режим течения пластовой жидкости в шнеке газосепаратора, при котором активный поток входит в межлопаточные каналы с минимальными потерями.These conditions provide the optimal flow regime of the reservoir fluid in the screw of the gas separator, in which the active stream enters the interscapular channels with minimal losses.
Известные типы газосепараторов работают в широком диапазоне подач. Обозначим фактическую подачу (текущую подачу, рабочую подачу, подачу в рабочем диапазоне) как Q. В случае, если шнек спроектирован на номинальную подачу Qном=200 м3/сут, то при работе на малых подачах (Q<Qном, то есть Q<200 м3/сут) входной участок шнека не полностью заполнен потоком (фиг. 1-а). В таком случае часть сечения на периферии шнека заполнена противотоками, движущимися обратно. Сильно закрученные в сторону вращения шнека обратные токи размываются основным потоком и увлекаются обратно. Образуется так называемая вихревая зона. Оставшаяся часть входного сечения заполнена потоком, который называется «активным». Расход жидкости через сечение активного потока равен расходу жидкости через шнек.Known types of gas separators operate over a wide range of feeds. Denote the actual feed (current feed, feed, feed in the working range) as Q. In case the screw is designed for the nominal feed Q nom = 200 m 3 / day, then when working at low feeds (Q <Q nom , that is Q <200 m 3 / day) the inlet section of the screw is not completely filled with a stream (Fig. 1-a). In this case, part of the cross section at the periphery of the screw is filled with countercurrents moving backwards. Reverse currents strongly twisted towards the screw rotation are washed away by the main stream and carried away back. A so-called vortex zone is formed. The rest of the input section is filled with a stream called “active”. The flow rate through the cross section of the active stream is equal to the flow rate through the screw.
При увеличении подачи насоса (при постоянной частоте вращения вала n=const) размеры вихревой зоны уменьшаются, и при некоторой подаче вихревая зона исчезает совсем - все сечение на входе в шнек заполнено активным потоком.With an increase in the pump supply (at a constant shaft speed n = const), the dimensions of the vortex zone decrease, and with a certain supply the vortex zone disappears completely - the entire cross section at the inlet to the screw is filled with an active stream.
В случае, если шнек спроектирован на номинальную подачу Qном=200 м3/сут, то при работе на больших подачах (Q>Qном, то есть Q>200 м3/сут) из-за относительно небольших площадей сечения не выполняются требования по величине предельного газосодержания в жидкости.If the auger is designed for a nominal feed Q nom = 200 m 3 / day, then when working at high feeds (Q> Q nom , that is, Q> 200 m 3 / day) due to the relatively small cross-sectional areas, the requirements by the maximum gas content in the liquid.
Решением по уменьшению обратных токов на малых подачах является уменьшение наружного диаметра шнека, т.е. применение разных модификаций газосепаратора со сменными шнеками. Тем самым можно использовать один вид отливки шнека 5 и один вид заготовки гильзы 6 с небольшими доработками для разных исполнений.The solution to reducing reverse currents at low feeds is to reduce the outer diameter of the screw, i.e. the use of various modifications of the gas separator with interchangeable screws. Thus, it is possible to use one type of casting of screw 5 and one type of blank for sleeve 6 with minor modifications for different designs.
Характерным явлением в зоне обратных токов является разрушение защитной гильзы и промыв корпуса газосепаратора (фиг. 1-б).A characteristic phenomenon in the reverse current zone is the destruction of the protective sleeve and the washing of the gas separator body (Fig. 1-b).
Основным показателем возникновения обратных токов в шнеке газосепаратора является расходный параметр q1, равный отношению текущей подачи через шнек к подаче, при которой поток входит безударно на лопасти колеса (Q0):The main indicator of the occurrence of reverse currents in the auger of the gas separator is the flow parameter q 1 equal to the ratio of the current feed through the auger to the feed, at which the flow enters unstressed on the wheel blades (Q 0 ):
Эксперименты и расчеты показали, что при q1<0,5 течение потока происходит с обратными токами на q1≥0.5 входных участках шнека, при течении потока - без обратных токов (см. В.И. Петров, В.Ф. Чебаевский. Кавитация в высокооборотных лопастных насосах, - М., Машиностроение, 1982 г., стр. 14, рис. 1.4.).Experiments and calculations showed that at q 1 <0.5 the flow flows with reverse currents at q 1 ≥0.5 inlet sections of the screw, while the flow flows without reverse currents (see V.I. Petrov, V.F. Chebaevsky. Cavitation in high-speed vane pumps, - M., Mechanical Engineering, 1982, p. 14, Fig. 1.4.).
Ниже способ и устройство иллюстрируется примером реализации предлагаемых решений - расчетом и изготовлением пары «гильза-шнек» для трех диапазонов подач. Приводятся результаты испытания газосепаратора с этими парами.Below the method and device is illustrated by an example of the implementation of the proposed solutions - the calculation and manufacture of a pair of "sleeve-screw" for three feed ranges. The test results of a gas separator with these vapors are presented.
ПримерExample
Для габарита 5 приведены три диапазона подач, рассчитаны диаметры гильз и шнеков, соответствующие режимам работы без обратных токов и при необходимом газосодержании на входе.For size 5, three feed ranges are given, the diameters of the sleeves and screws are calculated, corresponding to operating modes without reverse currents and with the necessary gas content at the inlet.
Частота вращения n=const=2910 oб/мин.Rotational speed n = const = 2910 rpm
Диапазон 1: номинальная подача Qном=200 м3/сут, рабочий диапазон 150…250 м3/сутRange 1: nominal feed Q nom = 200 m 3 / day, working
Диапазон 2: номинальная подача Qном=100 м3/сут, рабочий диапазон 50…160 м3/сутRange 2: nominal feed Q nom = 100 m 3 / day, operating
Диапазон 3: номинальная подача Qном=50 м3/сут, рабочий диапазон 8…80 м3/сутRange 3: nominal feed Q nom = 50 m 3 / day, working
По проведенным результатам исследования была разработана конструкторская документация на пары «гильза-шнек». С этими парами «гильза-шнек» был собран газосепаратор. Газосепаратор испытывался на испытательном полигоне лаборатории «Техники и технологии добычи нефти» кафедры РиЭНМ РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. Результаты испытаний показаны на фиг. 5. При этих испытаниях остаточное газосодержание βост жидкости, поступающей в насос, было равно 0,25 (в соответствии с техническими требованиями нефтяных компаний). Предельное газосодержание на входе βвх соответствует уровню лучших серийных газосепараторов.Based on the results of the study, design documentation was developed for the “sleeve-screw” pairs. A gas separator was assembled with these “sleeve-screw” pairs. The gas separator was tested at the test site of the laboratory "Techniques and technologies for oil production" of the Department of R & ENM, Russian State University of Oil and Gas. THEM. Gubkin. The test results are shown in FIG. 5. In these tests, the residual gas content β ost of the liquid entering the pump was 0.25 (in accordance with the technical requirements of the oil companies). The maximum gas content at the input β in corresponds to the level of the best serial gas separators.
В настоящее время проводятся испытания на износостойкость предложенного устройства при содержании в перекачиваемой жидкости абразивных частиц.Currently, tests are carried out on the wear resistance of the proposed device when the abrasive particles are contained in the pumped liquid.
Таким образом, применение одного газосепаратора на весь диапазон подач одной габаритной группы приводит, с одной стороны, к появлению, при малых подачах, на входном участке газосепаратора противотоков, закручивающих основной поток и вызывающих при наличии в потоке абразивных частиц ускоренный износ деталей газосепаратора. С другой стороны, при больших подачах из-за неоптимальных условий течения потока снижается величина входного предельного газосодержания жидкости.Thus, the use of one gas separator for the entire supply range of one dimensional group leads, on the one hand, to the appearance, at low flows, of countercurrents in the inlet section of the gas separator, swirling the main stream and causing accelerated wear of the gas separator parts in the flow of abrasive particles. On the other hand, at high flows, due to non-optimal flow conditions, the input limit gas content of the liquid decreases.
В результате экспериментальных исследований и расчетов были получены результаты, показывающие, что при подаче жидкости Q=200 м3/сут - реализуется режим работы без обратных токов. С уменьшением подачи жидкости происходит образование вихревых зон, которые сужают активный поток и приводят к потерям энергии активного потока на поворот обратных токов. При таких режимах течения и содержании в жидкости абразивных частиц происходит интенсивное их накапливание и быстрое разрушение защитной гильзы и корпуса газосепаратора.As a result of experimental studies and calculations, results were obtained showing that when the liquid is supplied Q = 200 m 3 / day, the operating mode without reverse currents is realized. With a decrease in the liquid supply, eddy zones form, which narrow the active flow and lead to loss of energy of the active flow due to the rotation of reverse currents. With such flow regimes and the abrasive particles in the liquid, their intensive accumulation and rapid destruction of the thermowell and the gas separator body occurs.
В качестве эксперимента был взят за основу серийный газосепаратор габарита 5, поставляемый к установкам электроцентробежного насоса 5-го габарита. Данный газосепаратор был выполнен на номинальную пропускную способность по жидкости Qном=200 м3/сут. В результате экспериментальных исследований и расчетов были получены результаты, показывающие, что при подаче жидкости Q=200 м3/сут - реализуется режим работы без обратных токов. С уменьшением подачи жидкости происходит образование вихревых зон, которые сужают активный поток и приводят к потерям энергии активного потока на поворот обратных токов. При таких режимах течения и содержании в жидкости абразивных частиц происходит интенсивное их накапливание и быстрое разрушение защитной гильзы и корпуса газосепаратора.As an experiment, a serial gas separator of size 5, supplied to the installations of an electric centrifugal pump of the 5th dimension, was taken as the basis. This gas separator was designed for a nominal fluid throughput Q nom = 200 m 3 / day. As a result of experimental studies and calculations, results were obtained showing that when the liquid is supplied Q = 200 m 3 / day, the operating mode without reverse currents is realized. With a decrease in the liquid supply, eddy zones form, which narrow the active flow and lead to loss of energy of the active flow due to the rotation of reverse currents. With such flow regimes and the abrasive particles in the liquid, their intensive accumulation and rapid destruction of the thermowell and the gas separator body occurs.
Показанный пример реализации в виде расчета, изготовления и испытания пары «гильза-шнек» для конкретного диапазона подач газосепаратора подтверждает, что под определенный диапазон подач необходимо рассчитывать геометрические параметры пары «гильза-шнек», учитывать влияние геометрических размеров, таких как угол установки лопасти шнека, наружный диаметр шнека, диаметр втулки на работу газосепаратора для конкретных диапазонов подач, т.е. применять разные сменные пары «гильза-шнек» в пределах одного габарита скважины для разных подач одного определенного диапазона. Все гильзы и шнеки изготавливают из одинаковых заготовок (один вид заготовки гильзы и один вид отливки шнека).The shown implementation example in the form of calculation, manufacture and testing of a sleeve-screw pair for a specific feed range of the gas separator confirms that for a specific feed range it is necessary to calculate the geometric parameters of the sleeve-screw pair, taking into account the influence of geometric dimensions, such as the angle of installation of the screw blade , the outer diameter of the screw, the diameter of the sleeve for operation of the gas separator for specific feed ranges, i.e. apply different replaceable sleeve-screw pairs within the same well dimension for different feeds of the same specific range. All liners and screws are made from the same blanks (one type of blank blanks and one type of screw casting).
Таким образом, предложенное конструктивное выполнение газосепаратора и сочетание вышеперечисленных операций, проводимых в такой последовательности, позволяет обеспечить повышение надежности газосепаратора, поддержание величины предельного газосодержания в газожидкостной смеси и снижение себестоимости его изготовления.Thus, the proposed constructive implementation of the gas separator and the combination of the above operations carried out in such a sequence, allows to increase the reliability of the gas separator, maintaining the maximum gas content in the gas-liquid mixture and reducing the cost of its manufacture.
Claims (10)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015157194A RU2616331C1 (en) | 2015-12-31 | 2015-12-31 | Method of effective submersible lobe pump exploitation during pumping of formation fluid with high concentration of gas and abrasive particles and gas separator of electric-centrifugal pump installation for implementation thereof |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015157194A RU2616331C1 (en) | 2015-12-31 | 2015-12-31 | Method of effective submersible lobe pump exploitation during pumping of formation fluid with high concentration of gas and abrasive particles and gas separator of electric-centrifugal pump installation for implementation thereof |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2616331C1 true RU2616331C1 (en) | 2017-04-14 |
Family
ID=58642995
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015157194A RU2616331C1 (en) | 2015-12-31 | 2015-12-31 | Method of effective submersible lobe pump exploitation during pumping of formation fluid with high concentration of gas and abrasive particles and gas separator of electric-centrifugal pump installation for implementation thereof |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2616331C1 (en) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2696040C1 (en) * | 2018-11-26 | 2019-07-30 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | Abrasive-resistant rotary gas separator |
| RU2731448C1 (en) * | 2020-02-20 | 2020-09-02 | Общество с ограниченной ответственностью Финансово-промышленная компания "Космос-Нефть-Газ" | Device for separation of multicomponent medium |
| RU2736135C1 (en) * | 2020-02-20 | 2020-11-11 | Общество с ограниченной ответственностью Финансово-промышленная компания "Космос-Нефть-Газ" | Method of separating a multicomponent medium |
| RU203404U1 (en) * | 2020-11-23 | 2021-04-02 | Общество с ограниченной ответственностью «АЛНАС» | Submersible plant with a vane pump and a gas separator for the production of formation fluid with a high content of gas and mechanical impurities |
| RU208344U1 (en) * | 2021-09-26 | 2021-12-14 | Общество с ограниченной ответственностью "РИМЕРА-АЛНАС" | Downhole gas separator of submersible installation with vane pump and electric motor |
| RU2774343C1 (en) * | 2021-09-26 | 2022-06-17 | Общество с ограниченной ответственностью "РИМЕРА-АЛНАС" | Method for producing reservoir fluid containing gas and abrasive particles and a submersible unit with a pump and a gas separator for its implementation |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE3228038A1 (en) * | 1981-06-22 | 1984-02-02 | Trw Inc | Liquid/gas separator |
| RU2027912C1 (en) * | 1991-02-28 | 1995-01-27 | Петр Дмитриевич Ляпков | Method for fluid pumping-out by oil-well pump and gas separator of centrifugal oil-well pump |
| US6190141B1 (en) * | 1997-05-21 | 2001-02-20 | Baker Hughes Incorporated | Centrifugal pump with diluent injection ports |
| RU2442023C1 (en) * | 2010-07-07 | 2012-02-10 | Открытое акционерное общество "Бугульминский электронасосный завод" | Fluid pumping-out methods by using electric-centrifugal pump equipment and electric-centrifugal pump gas seperator equipment |
| US8936430B2 (en) * | 2011-04-19 | 2015-01-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Submersible centrifugal pump for solids-laden fluid |
-
2015
- 2015-12-31 RU RU2015157194A patent/RU2616331C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE3228038A1 (en) * | 1981-06-22 | 1984-02-02 | Trw Inc | Liquid/gas separator |
| RU2027912C1 (en) * | 1991-02-28 | 1995-01-27 | Петр Дмитриевич Ляпков | Method for fluid pumping-out by oil-well pump and gas separator of centrifugal oil-well pump |
| US6190141B1 (en) * | 1997-05-21 | 2001-02-20 | Baker Hughes Incorporated | Centrifugal pump with diluent injection ports |
| RU2442023C1 (en) * | 2010-07-07 | 2012-02-10 | Открытое акционерное общество "Бугульминский электронасосный завод" | Fluid pumping-out methods by using electric-centrifugal pump equipment and electric-centrifugal pump gas seperator equipment |
| US8936430B2 (en) * | 2011-04-19 | 2015-01-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Submersible centrifugal pump for solids-laden fluid |
Cited By (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2696040C1 (en) * | 2018-11-26 | 2019-07-30 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | Abrasive-resistant rotary gas separator |
| RU2731448C1 (en) * | 2020-02-20 | 2020-09-02 | Общество с ограниченной ответственностью Финансово-промышленная компания "Космос-Нефть-Газ" | Device for separation of multicomponent medium |
| RU2736135C1 (en) * | 2020-02-20 | 2020-11-11 | Общество с ограниченной ответственностью Финансово-промышленная компания "Космос-Нефть-Газ" | Method of separating a multicomponent medium |
| RU203404U1 (en) * | 2020-11-23 | 2021-04-02 | Общество с ограниченной ответственностью «АЛНАС» | Submersible plant with a vane pump and a gas separator for the production of formation fluid with a high content of gas and mechanical impurities |
| RU208344U1 (en) * | 2021-09-26 | 2021-12-14 | Общество с ограниченной ответственностью "РИМЕРА-АЛНАС" | Downhole gas separator of submersible installation with vane pump and electric motor |
| RU2774343C1 (en) * | 2021-09-26 | 2022-06-17 | Общество с ограниченной ответственностью "РИМЕРА-АЛНАС" | Method for producing reservoir fluid containing gas and abrasive particles and a submersible unit with a pump and a gas separator for its implementation |
| RU2775246C1 (en) * | 2021-11-12 | 2022-06-28 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | Centrifugal abrasion resistant gas separator |
| RU2782072C1 (en) * | 2021-12-23 | 2022-10-21 | Общество с ограниченной ответственностью Финансово-промышленная компания "Космос-Нефть-Газ" | Device for separation of multicomponent medium (options) |
| RU2777436C1 (en) * | 2022-01-10 | 2022-08-03 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | Centrifugal gas separator |
| RU2800182C1 (en) * | 2022-12-15 | 2023-07-19 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Method for preventing gas separator cutting during production of reservoir fluid with high content of gas and solid particles of mechanical impurities using electric centrifugal pump unit with gas separator |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2616331C1 (en) | Method of effective submersible lobe pump exploitation during pumping of formation fluid with high concentration of gas and abrasive particles and gas separator of electric-centrifugal pump installation for implementation thereof | |
| CA2899903C (en) | Abrasion resistant gas separator | |
| CN101380612B (en) | Cyclone separator | |
| US8556580B2 (en) | Submersible pump for operation in sandy environments, diffuser assembly, and related methods | |
| RU2442023C1 (en) | Fluid pumping-out methods by using electric-centrifugal pump equipment and electric-centrifugal pump gas seperator equipment | |
| US9388679B2 (en) | Downhole gas and liquid separation | |
| RU2591754C2 (en) | Blade profile diffuser with local bulge | |
| US20110073306A1 (en) | Downhole gas and liquid separation | |
| RU2467166C1 (en) | Borehole separator and method of fluid separation hereby | |
| RU2368812C1 (en) | Deep-well multiphase pump | |
| RU153249U1 (en) | Borehole Vortex Gas Separator | |
| RU173966U1 (en) | VORTEX GAS SEPARATOR | |
| RU186850U1 (en) | GAS SEPARATOR | |
| RU74976U1 (en) | GAS-STABILIZING CENTRIFUGAL PUMP MODULE FOR OIL PRODUCTION | |
| RU2523943C1 (en) | Gas-separator-dispersant of downhole pump for oil production | |
| RU2492361C1 (en) | Oil well pumping unit | |
| RU2526068C1 (en) | Downhole separator of mechanical impurities | |
| RU2660972C1 (en) | Vortex gas sector | |
| RU158649U1 (en) | PUMP - DISPERSANT | |
| AU2010298524A1 (en) | Downhole gas and liquid separation | |
| RU2810912C1 (en) | Method of operation of installing a vane pump with a downhole separator of mechanical impurities and a gas phase enlarger (options) and submersible installation of a vane pump for its implementation (options) | |
| RU109793U1 (en) | COMPRESSION GAS SEPARATOR ZhNSh | |
| RU2750079C1 (en) | Pump-compressor for oil production with high free gas content at pump intake | |
| RU69564U1 (en) | CENTRIFUGAL PUMP GAS SEPARATOR FOR OIL PRODUCTION FROM WELLS | |
| RU2587204C1 (en) | Submersible mechanical impurity separator |