RU2629290C1 - Method of well operation (versions) and devices for its implementation - Google Patents

Method of well operation (versions) and devices for its implementation Download PDF

Info

Publication number
RU2629290C1
RU2629290C1 RU2016125131A RU2016125131A RU2629290C1 RU 2629290 C1 RU2629290 C1 RU 2629290C1 RU 2016125131 A RU2016125131 A RU 2016125131A RU 2016125131 A RU2016125131 A RU 2016125131A RU 2629290 C1 RU2629290 C1 RU 2629290C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
pump
valve
shaft
electric centrifugal
shut
Prior art date
Application number
RU2016125131A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Алексей Владимирович Трулев
Светлана Викторовна Черняк
Original Assignee
ЗАО "Римера"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by ЗАО "Римера" filed Critical ЗАО "Римера"
Priority to RU2016125131A priority Critical patent/RU2629290C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2629290C1 publication Critical patent/RU2629290C1/en

Links

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
    • E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
    • E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
    • 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
    • E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: method of well operation by installing electric centrifugal pump includes putting the well into operation, producing well product, shutting down, restarting the plant that includes air-tight screwed tubing strings, a motor, an electric centrifugal pump that includes a body, a shaft, stages, a base and fishneck, a return valve installed air-tightly above the pump characterized in that in the lower part of the pump there is a pump shut-off device in the form of at least one valve comprising stationary body and dynamic bushing mounted on a shaft which is hermetically sealed, when the pump is shut-down, and during operation it opens and connects the lower part of the pump to the annular space. The shut-off valve module of the electric centrifugal pump for operating the wells includes a body, the end parts, a shaft, at least one valve that hydraulically connects the pump inlet and the annular space, and which consists of stationary mounted valve body and dynamic bushing mounted on the shaft. The electric centrifugal pump for the operation of wells, which body contains at least one valve in the lower part hydraulically connecting the pump inlet and the annular space, and which consists of valve body stationary mounted in the pump body and dynamic bushing mounted on the shaft.
EFFECT: increased effectiveness of proposed group of inventions.
5 cl, 6 dwg

Description

Область техники, к которой относится изобретениеFIELD OF THE INVENTION

Заявляется группа изобретений, которая относится к нефтяному машиностроению, а именно к многоступенчатым погружным насосам для откачки пластовой жидкости из скважин и к способам эксплуатации скважин, в которых используются такие насосы.A group of inventions is disclosed which relates to petroleum engineering, namely to multi-stage submersible pumps for pumping formation fluid from wells and to methods of operating wells using such pumps.

Уровень техникиState of the art

Известен способ эксплуатации скважин 2559999 С2 от 19.09.2014 установкой электроцентробежного насоса, включающий ввод скважины в эксплуатацию, добычу скважинного продукта, остановки, повторные запуски установки, которая включает герметично свинченные насосно-компрессорные трубы электроцентробежного насоса, двигатель, герметично установленные над насосом обратный и сбивной клапаны. Недостатком является то, что при остановке установки обратный клапан, установленный над насосом, герметично закрывается, внутри насоса образуется герметичная область (по сути, колокол), соединенная с пластовой жидкостью в нижней части через отверстия основания или входного модуля. Через эти отверстия насос может заполняться свободным газом, вследствие чего будет затруднен или невозможен повторный запуск.There is a known method of operating wells 2559999 C2 from 09/19/2014 by installing an electric centrifugal pump, which includes putting a well into operation, producing a well product, shutting down, restarting the installation, which includes hermetically screwed tubing of an electric centrifugal pump, an engine sealed above and without a pump valves. The disadvantage is that when the installation is stopped, the non-return valve installed above the pump is tightly closed, a tight area (essentially a bell) is formed inside the pump, connected to the reservoir fluid in the lower part through the openings of the base or inlet module. Through these openings, the pump can be filled with free gas, which will make restarting difficult or impossible.

Наиболее близким аналогом RU 12421602 С1 от 20.06.2011 является способ эксплуатации скважины, включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб, электроцентробежного насоса с входным модулем, электродвигателя с гидрозащитой, универсальный клапан, выполняющий функции обратного и промывочного клапанов. Недостатком является то, что при останове установки обратный клапан, установленный над насосом, герметично закрывается, внутри насоса образуется герметичная область, соединенная с пластовой жидкостью в нижней части через отверстия основания или входного модуля. По сути, колокол.The closest analogue to RU 12421602 C1 dated 06/20/2011 is a method of operating a well, which includes lowering tubing string, an electric centrifugal pump with an input module, an electric motor with hydraulic protection, a universal valve that performs the functions of a check and flush valve. The disadvantage is that when the installation is stopped, the non-return valve installed above the pump is tightly closed, a tight area is formed inside the pump, connected to the reservoir fluid in the lower part through the openings of the base or inlet module. In fact, a bell.

Недостаток приведенных решений состоит в том, что через указанные отверстия насос может заполняться свободным газом, вследствие чего будет затруднен или невозможен повторный запуск.The disadvantage of the above solutions is that through these openings the pump can be filled with free gas, as a result of which restarting will be difficult or impossible.

В настоящий момент газозапорное устройство насоса отсутствует в используемых в промышленности изделиях. По этой причине ближайшим аналогом являются сбивной и промывочный клапаны, описанные в рассмотренных выше патентах. Их недостатком является то, что они не могут автоматически открываться при остановке насоса. Удаление лишнего газа для данных клапанов является случайной, побочной функцией, которая исполняется лишь изредка: 1) когда клапан сбивной (предназначен для слива жидкости из колонн НКТ при подъеме установки центробежного погружного насоса из скважины) сбивают при подъеме установки, либо 2) когда промывочный клапан задействуется в целях периодической промывки лифта скважин и при закачке ингибиторов для борьбы с солеотложениями, коррозией в насосно-компрессорных трубах, при глушении скважин. Такие устройства не могут обеспечить герметичность на входе в насос.At present, a gas shut-off device for a pump is not available in industrial products. For this reason, the closest analogue is the knockdown and flush valves described in the patents discussed above. Their disadvantage is that they cannot automatically open when the pump stops. Removing excess gas for these valves is a random, side function, which is performed only occasionally: 1) when the valve is knocked out (designed to drain fluid from tubing strings when the centrifugal submersible pump installation is lifted from the well) they are knocked down when the installation is lifted, or 2) when the flush valve it is used for the periodic washing of the lift of wells and when injecting inhibitors to combat scaling, corrosion in tubing, and when killing wells. Such devices cannot ensure tightness at the pump inlet.

Требуется техническое решение, которое сможет при остановке насоса обеспечить герметичность находящейся внутри газожидкостной смеси, чтобы сохранить до повторного включения допустимое содержание свободного газа. Это важно, если содержание свободного газа в затрубном пространстве на момент включения установки выше допустимого, при котором насос может работать. При работе погружной установки газосепаратор сепарирует свободный газ, и в насос поступает дегазированная смесь с приемлемым содержанием свободного газа. При остановке газосепаратор не работает, через входные отверстия газосепаратора насос соединен с затрубным пространством и содержание свободного газа внутри насоса сначала становится равным содержанию свободного газа в затрубном пространстве, а затем газ начинает собираться в насосе как в стакане с дном, направленным вверх, который установлен в газожидкостной смеси.A technical solution is required that, when the pump is stopped, can ensure the tightness of the gas-liquid mixture inside, in order to maintain the permissible free gas content until it is switched on again. This is important if the free gas content in the annulus at the time the unit is turned on is higher than the permissible value at which the pump can operate. During the operation of the submersible installation, the gas separator separates free gas, and a degassed mixture with an acceptable free gas content enters the pump. When stopped, the gas separator does not work, through the inlet openings of the gas separator, the pump is connected to the annulus and the free gas content inside the pump first becomes equal to the free gas content in the annulus, and then the gas begins to collect in the pump as in a glass with the bottom pointing up, which is installed in gas-liquid mixture.

Технической задачей предлагаемого изобретения является повышение надежности эксплуатации скважин с высоким содержанием свободного газа за счет устранения вероятности, что содержания свободного газа внутри насоса при его остановке превысит допустимую величину. Техническим результатом является решение указанной задачи, в частности, состоящее в герметичном клапане, установленном на входе в насос, который сможет устранить гидравлическое соединение внутренней части насоса с затрубным пространством, сохранить давление и соответственно содержание свободного газа внутри насоса, которое было при работе газосепаратора. При снижении герметичности запорного клапана, появлении утечки должен открываться газоотводящий клапан, установленный на выходе из насоса. В этом случае насос будет подобен стакану с дном, повернутым вниз, и будет заполняться дегазированной жидкостью. Поступление дегазированной жидкости сверху должно быть выше, чем утечки из запорного клапана.The technical task of the invention is to increase the reliability of operation of wells with a high content of free gas by eliminating the likelihood that the content of free gas inside the pump when it stops will exceed the permissible value. The technical result is the solution of this problem, in particular, consisting of a sealed valve installed at the inlet to the pump, which can eliminate the hydraulic connection between the inside of the pump and the annulus, maintain pressure and, accordingly, the free gas content inside the pump, which was during operation of the gas separator. If the shut-off valve leak tightness, leakage should open the exhaust valve installed at the outlet of the pump. In this case, the pump will be similar to a glass with the bottom turned down, and will be filled with degassed liquid. The intake of degassed liquid from above should be higher than the leakage from the shutoff valve.

Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION

Техническая задача решается тем, что применяется способ эксплуатации скважин установкой электроцентробежного насоса, включающий ввод скважины в эксплуатацию, добычу скважинного продукта, остановки, повторные запуски установки, которая включает герметично свинченные насосно-компрессорные трубы, двигатель, электроцентробежный насос, который включает корпус, вал, ступени, основание и ловильную головку, герметично установленные над насосом обратный и сбивной клапаны, при этом в соответствии с предлагаемым изобретением в нижней части насоса установлено запорное устройство насоса в виде, по крайней мере, одного клапана, состоящего из неподвижного корпуса и динамической втулки, установленной на валу, которое во время остановки насоса герметично, а во время работы насоса открывается и соединяет нижнюю часть насоса с затрубным пространством.The technical problem is solved by the fact that a method of operating wells by installing an electric centrifugal pump is used, including putting a well into operation, producing a well product, shutting down, restarting the installation, which includes hermetically screwed tubing, an engine, an electric centrifugal pump, which includes a housing, a shaft, steps, base and fishing head, hermetically installed above the pump check and knock valves, while in accordance with the invention in the lower part on wasp pump installed locking device in the form of at least one valve, consisting of a stationary housing and dynamic sleeve mounted on a shaft, which during a stoppage of the pump tightly, and during operation of the pump is opened and connects the bottom part of the pump to the annulus.

Для целей настоящей заявки понятия «до» и «после» чего-либо определяются по направлению хода жидкости при работе насоса.For the purposes of this application, the concepts of “before” and “after” something are defined in the direction of fluid flow during pump operation.

Под работой насоса и временем работы насоса понимается состояние насоса, когда его ротор вращается и пластовая жидкость перекачивается.Under the operation of the pump and the operating time of the pump refers to the state of the pump when its rotor rotates and the reservoir fluid is pumped.

Приведенная совокупность действий приводит к достижению технического результата и к эффективной эксплуатации скважины за счет устранения возможности собирания газа в насосе до концентрации, при которой невозможна его работа.The given set of actions leads to the achievement of a technical result and to efficient well operation by eliminating the possibility of collecting gas in the pump to a concentration at which its operation is impossible.

Кроме того, в частном случае реализации изобретения, запорное устройство насоса изготовлено в виде отдельного модуля запорного клапана, который установлен непосредственно на входе в насос.In addition, in the particular case of the invention, the shut-off device of the pump is made as a separate module of the shut-off valve, which is installed directly at the inlet to the pump.

Кроме того, в частном случае реализации изобретения, в верхней части насоса и до обратного клапана устанавливается газоотводящее устройство насоса, которое во время работы насоса герметично, а во время остановки работы насоса открывается и соединяет верхнюю часть насоса с затрубным пространством.In addition, in the particular case of the invention, a pump exhaust device is installed in the upper part of the pump and up to the non-return valve, which is hermetic during operation of the pump, and when the pump is stopped, opens and connects the upper part of the pump to the annulus.

Предложенный вышеописанный способ реализуется с помощью модуля запорного клапана электроцентробежного насоса для эксплуатации скважин, включающего корпус, концевые детали, вал, по крайней мере, один клапан, гидравлически соединяющий вход в насос и затрубное пространство, который состоит из корпуса клапана, установленного неподвижно, и динамической втулки, установленной на валу.The proposed method described above is implemented using the shutoff valve module of an electric centrifugal pump for well operation, which includes a housing, end parts, a shaft, at least one valve, hydraulically connecting the pump inlet and the annular space, which consists of a fixed valve body and a dynamic bushings mounted on the shaft.

Запорное устройство, установленное в нижней части насоса или в отдельном модуле, во время работы насоса должно быть открыто и соединять нижнюю часть насоса с затрубным пространством, во время остановки герметично закрыто. Это позволяет сохранить допустимое для работы насоса содержание свободного газа.The locking device installed in the lower part of the pump or in a separate module must be open during operation of the pump and connect the lower part of the pump to the annulus, and is tightly closed during shutdown. This allows you to save the acceptable gas content for the pump.

Если газозапорное устройство насоса изготовлено в отдельном модуле, например во входном модуле, это позволяет сохранить унификацию.If the gas shut-off device of the pump is manufactured in a separate module, for example, in the input module, this allows you to save unification.

Также конструктивно в нижней части корпуса насоса может быть установлен клапан, гидравлически соединяющий вход в насос и затрубное пространство, который состоит из корпуса клапана, установленного неподвижно в корпусе насоса, и динамической втулки, установленной на валу.Also, structurally, a valve can be installed in the lower part of the pump casing that hydraulically connects the pump inlet and the annulus, which consists of a valve casing mounted motionlessly in the pump casing and a dynamic sleeve mounted on the shaft.

Это позволяет снизить стоимость изделия.This reduces the cost of the product.

Под нижней частью насоса для целей настоящей заявки понимается часть насоса, расположенная ниже ступени (ступеней) центробежного скважинного насоса.Under the lower part of the pump for the purposes of this application refers to the part of the pump located below the stage (s) of a centrifugal borehole pump.

Для целей настоящей заявки словосочетания «модуль запорный насоса» и «входной модуль с запорным клапаном» понимаются как равнозначные.For the purposes of this application, the phrases “shut-off pump module” and “inlet module with shut-off valve” are understood to be equivalent.

Приведенная конструкция устройства приводит к достижению технического результата и к эффективной эксплуатации скважины за счет устранения вероятности собирания газа внутри насоса с образованием воздушной пробки.The design of the device leads to the achievement of a technical result and to efficient operation of the well by eliminating the likelihood of gas collection inside the pump with the formation of an air plug.

Дополнительным техническим результатом выполнения запорного клапана в отдельном модуле насоса является возможность снабжения уже выпущенных насосов дополнительной секцией такого модуля, что, соответственно, не потребует замены всего насоса или его нижней части.An additional technical result of the implementation of the shut-off valve in a separate pump module is the possibility of supplying already launched pumps with an additional section of such a module, which, accordingly, does not require replacement of the entire pump or its lower part.

Краткое описание графических материалов, поясняющих сущность изобретенияA brief description of the graphic materials that explain the invention

На фиг. 1 схематично показана компоновка скважинного оборудования для осуществления предложенного способа эксплуатации скважин.In FIG. 1 schematically shows the layout of downhole equipment for implementing the proposed method of operating wells.

На фиг. 2 - запорный клапан насоса, установленный во входном модуле, в закрытом положении.In FIG. 2 - pump shutoff valve installed in the inlet module in the closed position.

На фиг. 3 - запорный клапан насоса, установленный во входном модуле, в открытом положении.In FIG. 3 - pump shutoff valve installed in the inlet module, in the open position.

На фиг. 4 - запорный клапан насоса, установленный на входе в насос, в закрытом положении.In FIG. 4 - pump shutoff valve installed at the pump inlet in the closed position.

На фиг. 5 - запорный клапан, установленный на входе в насос, в открытом положении.In FIG. 5 - shut-off valve installed at the inlet to the pump, in the open position.

На фиг. 6 - модуль газоотводящего клапана насоса в разрезе.In FIG. 6 - section of the exhaust gas valve of the pump.

Установка электроцентробежного насоса включает герметично свинченные насосно-компрессорные трубы (не показаны), двигатель, газосепаратор (не показаны), электроцентробежного насос 1.Installation of an electric centrifugal pump includes hermetically screwed tubing (not shown), an engine, a gas separator (not shown), an electric centrifugal pump 1.

Насос включает корпус 2, вал 3, ступени 4, основание 5, которое может иметь входные отверстия 6, головку 7, герметично установленный над насосом обратный клапан 8.The pump includes a housing 2, a shaft 3, a stage 4, a base 5, which may have inlet openings 6, a head 7, a non-return valve 8, which is sealed above the pump.

В верхней части насоса, до обратного клапана, установлено газоотводящее устройство насоса, которое во время работы насоса герметично, во время остановки открывается и соединяет верхнюю часть насоса с затрубным пространством.In the upper part of the pump, up to the check valve, a gas exhaust device is installed, which during operation of the pump is hermetic, opens during the stop and connects the upper part of the pump to the annulus.

Конструктивно газоотводящее устройство насоса может быть изготовлено в головке насоса или в виде отдельного модуля газоотводящего клапана 9, который устанавливается непосредственно над ловильной головкой 7 верхней секции насоса.Structurally, the pump exhaust device can be made in the pump head or as a separate module of the exhaust valve 9, which is installed directly above the fishing head 7 of the upper section of the pump.

Модуль газоотводящего клапана насоса 8 включает корпус модуля 10, установленный внутри корпуса нормально открытый обратный клапан 11, гидравлически соединяющий внутреннюю область установки 12 и затрубное пространство, на входе и выходе которого установлены фильтры 13 и 14.The gas exhaust valve module of the pump 8 includes a module housing 10, a normally open non-return valve 11 installed inside the housing, hydraulically connecting the internal area of the installation 12 and the annulus, the filters 13 and 14 are installed at the inlet and outlet of it.

Запорный клапан состоит из корпуса клапана 15, который может быть изготовлен в виде опоры колеса или направляющего аппарата, и динамической втулки 16, установленной на валу 17. На динамической втулке 16 установлены опорные шайбы 18, которые могут быть изготовлены из композитного материала или эластомера. Между ступицей динамической втулки и валом может быть установлено уплотнение 19. В верхней части динамической втулки установлена верхняя опорная шайба 20 или осевая опора с твердосплавными шайбами. Осевая сила, направленная вверх, может восприниматься короткими шпонками, установленными на валу, в этом случае шпоночный паз в ступице рабочего колеса должен быть не сквозной, см. Фиг 3.The shut-off valve consists of a valve body 15, which can be made in the form of a wheel support or a guide apparatus, and a dynamic sleeve 16 mounted on the shaft 17. On the dynamic sleeve 16, support washers 18 are installed, which can be made of composite material or elastomer. A seal 19 can be installed between the hub of the dynamic sleeve and the shaft. An upper support plate 20 or an axial support with carbide washers are installed in the upper part of the dynamic sleeve. The axial force directed upwards can be perceived by short keys mounted on the shaft, in this case the keyway in the impeller hub must not be through, see Fig. 3.

Динамическая втулка 16 может иметь лопаточный венец 21 на периферии, а на внутренней части корпуса клапана 15 может быть нарезана винтовая канавка 22.The dynamic sleeve 16 may have a blade ring 21 at the periphery, and a screw groove 22 may be cut on the inside of the valve body 15.

Конструктивно запорный клапан может быть установлен на входе в насос или в отдельном модуле.Structurally, the shutoff valve can be installed at the inlet to the pump or in a separate module.

Сама установка, используемая указанным способом и имеющая названные конструктивные особенности, работает следующим образом. При вращении двигателем вала 3 погружного многоступенчатого центробежного насоса 1 рабочая жидкость с уменьшенным благодаря работе газосепаратора содержанием свободного газа поступает через входные отверстия 6, основание 5.The installation itself, used in this way and having the named design features, works as follows. When the engine rotates the shaft 3 of a submersible multistage centrifugal pump 1, the working fluid with a reduced free gas content due to the operation of the gas separator flows through the inlet holes 6, base 5.

Проходит через ступени 4, установленные в корпусе 2, при этом повышается давление. Свободный газ, который присутствует в пластовой жидкости, растворяется. При работе насоса 1 обратный клапан 11, установленный в корпусе 9 закрыт, обратный клапан 8 открыт. Динамические втулки 16 за счет динамического напора потока жидкости подняты и установлены в верхнем положении, см. Фиг. 3 и 5.It passes through the steps 4 installed in the housing 2, while the pressure rises. The free gas that is present in the formation fluid dissolves. When the pump 1 is operating, the check valve 11 installed in the housing 9 is closed, the check valve 8 is open. The dynamic sleeves 16 are raised and installed in the upper position due to the dynamic pressure of the fluid flow, see FIG. 3 and 5.

Лопаточный венец 21 и винтовая канавка 22 диспергируют, измельчают газожидкостную смесь, за счет этого увеличивается допустимое содержание свободного газа на входе в насос.The shoulder blade 21 and the helical groove 22 are dispersed, the gas-liquid mixture is ground, due to this, the permissible free gas content at the inlet to the pump increases.

При остановке насоса 1 обратный клапан 8 герметично закрывается, на него давит столб пластовой жидкости из насосно-компрессорных труб. Внутри насоса образуется герметичная область, по сути, колокол (стакан повернутый дном вниз), соединенная с пластовой жидкостью в нижней части через отверстия 6 основания 5, входного модуля или газосепаратора. После остановки насоса 1 давление во внутренней области 12 снижается, выделяется газ. Газожидкостная смесь пытается выйти в затрубное пространство через отверстия 5, проходя через динамические втулки 16, воздействует на них динамическим напором и устанавливает в нижнем положении, см. Фиг. 2 и 4. Опорные шайбы 18 играют роль торцевых уплотнений, кольца 19 - радиальных. Запорный клапан закрывается и сохраняет высокое давление внутри насоса. Содержание свободного газа остается приемлемым для повторного включения насоса. Если не удается обеспечить полную герметичность, например уплотнения 19 износились, механические примеси, проходя через узкие каналы, забивают их, снижают утечки.When the pump 1 stops, the check valve 8 is hermetically closed, a column of formation fluid from the tubing presses on it. Inside the pump, a sealed area is formed, in fact, a bell (the glass is turned bottom-down), connected to the formation fluid in the lower part through the openings 6 of the base 5, the input module or the gas separator. After stopping the pump 1, the pressure in the inner region 12 decreases, gas is released. The gas-liquid mixture tries to enter the annulus through the holes 5, passing through the dynamic bushings 16, acts on them with a dynamic pressure and sets them in the lower position, see Fig. 2 and 4. The supporting washers 18 play the role of mechanical seals, the rings 19 are radial. The shutoff valve closes and maintains a high pressure inside the pump. The free gas content remains acceptable for restarting the pump. If it is not possible to ensure complete tightness, for example, the seals 19 are worn out, mechanical impurities passing through narrow channels clog them and reduce leakage.

Если время остановки двигателя длительное, давление внутри насоса за счет утечек может сравняться с давлением в затрубном пространстве. В этом случае открывается газоотводящий клапан 5. Ширина каналов в нем больше, чем в запорном клапане. И насос уподобляется стакану, установленному в газожидкостной смеси дном вниз. Постепенно насос заполняется дегазированной жидкостью. Это позволяет успешно вывести насос на рабочий режим. После включения установки давление в насосе повышается, газоотводящий клапан 11 закрывается, запорный открывается и насос 1 начинает работать в штатном режиме.If the engine stops for a long time, the pressure inside the pump due to leaks can equal the pressure in the annulus. In this case, the vent valve 5 opens. The width of the channels in it is greater than in the shut-off valve. And the pump is likened to a glass installed in the gas-liquid mixture upside down. Gradually, the pump fills with a degassed liquid. This allows you to successfully bring the pump to operating mode. After the installation is turned on, the pressure in the pump rises, the gas exhaust valve 11 closes, the shut-off valve opens, and pump 1 starts to operate normally.

Использование предлагаемого способа эксплуатации скважин и устройства для его осуществления позволит обеспечить надежность эксплуатации и ресурс работы установки.Using the proposed method of operating wells and a device for its implementation will ensure the reliability of operation and the life of the installation.

Claims (5)

1. Способ эксплуатации скважин установкой электроцентробежного насоса, включающий ввод скважины в эксплуатацию, добычу скважинного продукта, остановки, повторные запуски установки, которая включает герметично свинченные насосно-компрессорные трубы, двигатель, электроцентробежный насос, который содержит корпус, вал, ступени, основание и ловильную головку, герметично установленный над насосом обратный клапан, отличающийся тем, что в нижней части насоса установлено запорное устройство насоса в виде по крайней мере одного клапана, состоящего из неподвижного корпуса и динамической втулки, установленной на валу, которое во время остановки насоса герметично, а во время работы насоса открывается и соединяет нижнюю часть насоса с затрубным пространством.1. A method of operating wells by installing an electric centrifugal pump, which includes putting a well into operation, producing a well product, shutting down, restarting an installation that includes hermetically screwed tubing, an engine, an electric centrifugal pump that includes a housing, shaft, steps, base and fishing a check valve hermetically mounted above the pump, characterized in that at the bottom of the pump there is a shut-off device of the pump in the form of at least one valve, consisting it from the stationary housing and the dynamic sleeve mounted on a shaft, which during a stoppage of the pump tightly, and during operation of the pump is opened and connects the bottom part of the pump to the annulus. 2. Способ эксплуатации скважин установкой электроцентробежного насоса по п. 1, который отличается тем, что запорное устройство насоса изготовлено в виде отдельного модуля запорного клапана, который установлен на входе в насос.2. The method of operating wells by installing an electric centrifugal pump according to claim 1, characterized in that the shut-off device of the pump is made in the form of a separate shut-off valve module, which is installed at the pump inlet. 3. Способ эксплуатации скважин установкой электроцентробежного насоса по п. 1, который отличается тем, что в верхней части насоса до обратного клапана установлено газоотводящее устройство насоса, которое во время работы насоса герметично, а во время остановки открывается и соединяет верхнюю часть насоса с затрубным пространством.3. The method of operating wells by installing an electric centrifugal pump according to claim 1, characterized in that a pump exhaust device is installed in the upper part of the pump to the non-return valve, which is sealed while the pump is in operation and opens and connects the upper part of the pump to the annulus during shutdown . 4. Модуль запорного клапана электроцентробежного насоса для эксплуатации скважин, включающий корпус, концевые детали, вал, по крайней мере один клапан, гидравлически соединяющий вход в насос и затрубное пространство, который состоит из корпуса клапана, установленного неподвижно, и динамической втулки, установленной на валу.4. The shutoff valve module of the electric centrifugal pump for well operation, including a housing, end parts, a shaft, at least one valve, hydraulically connecting the pump inlet and the annular space, which consists of a fixed valve body and a dynamic sleeve mounted on the shaft . 5. Электроцентробежный насос для эксплуатации скважин, корпус которого содержит в нижней части по крайней мере один клапан, гидравлически соединяющий вход в насос и затрубное пространство, который состоит из корпуса клапана, установленного неподвижно в корпусе насоса, и динамической втулки, установленной на валу.5. An electric centrifugal pump for operating wells, the housing of which contains at least one valve in the lower part that hydraulically connects the pump inlet and the annulus, which consists of a valve housing mounted motionlessly in the pump housing and a dynamic sleeve mounted on the shaft.
RU2016125131A 2016-06-23 2016-06-23 Method of well operation (versions) and devices for its implementation RU2629290C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2016125131A RU2629290C1 (en) 2016-06-23 2016-06-23 Method of well operation (versions) and devices for its implementation

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2016125131A RU2629290C1 (en) 2016-06-23 2016-06-23 Method of well operation (versions) and devices for its implementation

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2629290C1 true RU2629290C1 (en) 2017-08-28

Family

ID=59797779

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2016125131A RU2629290C1 (en) 2016-06-23 2016-06-23 Method of well operation (versions) and devices for its implementation

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2629290C1 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2733345C1 (en) * 2020-04-14 2020-10-01 Общество С Ограниченной Ответственностью "Оклэс Технолоджиз" Downhole device for gas discharge

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2054916A (en) * 1933-12-11 1936-09-22 James W Taylor Automatic control valve
RU97778U1 (en) * 2010-04-19 2010-09-20 Общество с ограниченной ответственностью ООО "ТехНО-Ойл" SUBMERSIBLE CENTRIFUGAL PUMP INPUT MODULE
RU2421602C1 (en) * 2010-02-09 2011-06-20 Александр Владимирович Яшин Procedure for well operation
RU105938U1 (en) * 2011-02-11 2011-06-27 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" DEVICE FOR FLUID PUMPING INTO A WELL
RU2480630C1 (en) * 2011-09-29 2013-04-27 Общество с ограниченной ответственностью "Русская электротехническая компания" ("РУСЭЛКОМ") Bypass valve for submersible centrifugal electric pump
RU2544930C1 (en) * 2013-09-17 2015-03-20 Мурад Давлетович Валеев Return valve of electric centrifugal unit and cleaning method of filter at pump suction
RU2559999C2 (en) * 2014-09-19 2015-08-20 Олег Сергеевич Николаев Well development and operation method and configuration of downhole equipment for its implementation

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2054916A (en) * 1933-12-11 1936-09-22 James W Taylor Automatic control valve
RU2421602C1 (en) * 2010-02-09 2011-06-20 Александр Владимирович Яшин Procedure for well operation
RU97778U1 (en) * 2010-04-19 2010-09-20 Общество с ограниченной ответственностью ООО "ТехНО-Ойл" SUBMERSIBLE CENTRIFUGAL PUMP INPUT MODULE
RU105938U1 (en) * 2011-02-11 2011-06-27 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" DEVICE FOR FLUID PUMPING INTO A WELL
RU2480630C1 (en) * 2011-09-29 2013-04-27 Общество с ограниченной ответственностью "Русская электротехническая компания" ("РУСЭЛКОМ") Bypass valve for submersible centrifugal electric pump
RU2544930C1 (en) * 2013-09-17 2015-03-20 Мурад Давлетович Валеев Return valve of electric centrifugal unit and cleaning method of filter at pump suction
RU2559999C2 (en) * 2014-09-19 2015-08-20 Олег Сергеевич Николаев Well development and operation method and configuration of downhole equipment for its implementation

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2733345C1 (en) * 2020-04-14 2020-10-01 Общество С Ограниченной Ответственностью "Оклэс Технолоджиз" Downhole device for gas discharge

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2629290C1 (en) Method of well operation (versions) and devices for its implementation
CN107747545B (en) Amphibious pipeline pump
CN105604952A (en) Vertical centrifugal oil pump
US8282365B2 (en) Pump for pumping fluid in a wellbore using a fluid displacer means
RU184655U1 (en) LIQUID INJECTION INSTALLATION
US20200309135A1 (en) High Flow and Low NPSHr Horizontal Pump with Priming Module
RU2552472C2 (en) Compressor unit and method of process operations execution on work fluid
RU84074U1 (en) SEALED PUMP UNIT
US11162490B2 (en) Borehole pump
RU2619574C1 (en) Method for boreholes (versions) operation and devices for its implementation
RU169177U1 (en) VERTICAL PUMP PUMP UNIT
RU175262U1 (en) Check valve module
CN216518696U (en) Prevent immersible pump of impurity entering
RU143834U1 (en) SURFACE PUMP UNIT FOR FORMING WATER INTO THE PLAST
RU2300022C1 (en) Submersible centrifugal high-pressure electric pump for lifting liquid from well
CN201144827Y (en) Vertical type non-sealed self-suction oil pump
RU2350784C1 (en) Rod sub-surface pump with side aperture in cylinder plugged with hydraulic overflow valve
RU163687U1 (en) STEPPED SUBMERSIBLE BRANCH-FREE ELECTRIC PUMP INSTALLATION
RU223482U1 (en) SHORE PUMPING UNIT
RU2747138C1 (en) Method for reducing gas pressure in the outlet of producing oil wells from the pressure maintenance system
RU148640U1 (en) GAS SEPARATOR FOR SUBMERSIBLE CENTRIFUGAL ELECTRIC PUMP
RU2081998C1 (en) Method for releasing surplus pressure from intertube space in operating immersed electric pumps
US10527052B2 (en) Centrifugal pump of the submersed or submersible type
KR101796437B1 (en) Centrifugal pump with blocking function of liquid leakage
RU2733345C1 (en) Downhole device for gas discharge