RU125250U1

RU125250U1 - SUBMERSHIP PUMP INSTALLATION

Info

Publication number: RU125250U1
Application number: RU2012120690/03U
Authority: RU
Inventors: Михаил Альбертович Мохов; Юрий Апполоньевич Сазонов; Тимур Наильевич Димаев; Петр Романович Тигов
Filing date: 2012-05-21
Publication date: 2013-02-27

Abstract

Полезная модель относится к установкам для добычи жидкости из скважин погружными насосами и может быть применена для добычи нефти одновременно из нескольких продуктивных пластов, или из боковых стволов малого диаметра. Технической задачей, решаемой полезной моделью, является повышение эффективности работы погружной насосной установки в осложненных условиях при поступлении газа в зону работы насосного оборудования. Технический результат достигается тем, что погружная насосная установка состоит из электродвигателя, подпорного струйного насоса и основного центробежного насоса, хвостовика, спущенного в эксплуатационную колонну и соединенного с приемом подпорного струйного насоса, колонны насосно-компрессорных труб. Сопло струйного насоса через дополнительный патрубок сообщается с верхней высоконапорной частью основного центробежного насоса. Вход в камеру смешения струйного насоса сообщается с внутренним каналом хвостовика, а выход из камеры смешения струйного насоса сообщается с кольцевым каналом между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорными трубами. Хвостовик оснащен уплотнительным устройством, перекрывающим кольцевой канал между эксплуатационной колонной и хвостовиком. В верхней высоконапорной части основного центробежного насоса размещен газожидкостной сепаратор. Сепаратор обеспечивает отделение воды из водонефтегазовой смеси и подачу воды в дополнительный патрубок, сообщающийся с соплом подпорного струйного насоса. Техническим результатом является создание более надежных погружных насосных установок для добычи жидкости из скважин, осложненных присутствием газа, что достигается за счет исключения попадания газа в зону работы насосного оборудования. The utility model relates to installations for the extraction of fluid from wells by submersible pumps and can be applied to the extraction of oil from several productive formations, or from side trunks of small diameter simultaneously. The technical problem to be solved by the utility model is to increase the operating efficiency of the submersible pump unit in complicated conditions when gas enters the zone of operation of the pumping equipment. The technical result is achieved by the fact that the submersible pumping unit consists of an electric motor, a retaining jet pump and a main centrifugal pump, a shank run into the production string and connected to the reception of a flow jet pump, a tubing string. The nozzle of the jet pump through an additional pipe communicates with the upper high-pressure part of the main centrifugal pump. The entrance to the mixing chamber of the jet pump communicates with the inner channel of the shank, and the output from the mixing chamber of the jet pump communicates with the annular channel between the production string and the tubing. The shank is equipped with a sealing device that closes the annular channel between the production string and the shank. In the upper high-pressure part of the main centrifugal pump is placed a gas-liquid separator. The separator provides for the separation of water from the water-oil-gas mixture and the supply of water to the additional nozzle communicating with the nozzle of the retaining jet pump. The technical result is the creation of more reliable submersible pumping units for the extraction of fluid from wells, complicated by the presence of gas, which is achieved by eliminating the ingress of gas into the zone of operation of pumping equipment.

Description

Полезная модель относится к установкам для добычи жидкости из скважин погружными насосами и может быть применена для добычи нефти одновременно из нескольких продуктивных пластов, или из боковых стволов малого диаметра.The utility model relates to installations for the extraction of fluid from wells by submersible pumps and can be applied to the extraction of oil from several productive formations, or from side trunks of small diameter simultaneously.

Известна погружная насосная установка для добычи жидкости из скважины, состоящая из двухстороннего погружного электродвигателя с верхней и нижней гидрозащитой, подпорного и основного насосов, хвостовика, спущенного в эксплуатационную колонну бокового ствола до уровня интервала перфорации и соединенного с приемом подпорного насоса, колонны насосно-компрессорных труб, имеет в верхней части хвостовика переводник, нижний конец которого выполнен в виде конуса, который обеспечивает посадку переводника в воронку, соединяющую эксплуатационные колонны основного и бокового стволов, при этом внешний диаметр верхней части переводника больше внутреннего диаметра эксплуатационной колонны бокового ствола (Патент на полезную модель №112935, E21B 43/00. Погружная насосная установка для добычи жидкости из скважины. Опубликовано: 27.01.2012).Known submersible pump installation for the extraction of fluid from the well, consisting of a double-sided submersible electric motor with upper and lower hydraulic protection, retaining and main pumps, a shank, lowered into the production string of the side trunk to the level of the perforation interval and connected to the reception of the booster pump, tubing string , has a sub in the upper part of the shank, the lower end of which is made in the form of a cone, which ensures the landing of the sub in the funnel that connects nye column main and lateral stems, the outer diameter of the top sub portion greater than the inner diameter of the production column sidetrack (utility model patent №112935, E21B 43/00 submersible pump assembly for fluid production from wells Published:.. 27.01.2012).

Недостатком известного устройства является относительно низкая эффективность его работы в условиях, осложненных присутствием газа в зоне работы насосного оборудования.A disadvantage of the known device is the relatively low efficiency of its work in conditions complicated by the presence of gas in the area of operation of the pumping equipment.

Технической задачей, решаемой полезной моделью, является повышение эффективности работы погружной насосной установки в осложненных условиях при поступлении газа в зону работы насосного оборудования.The technical problem to be solved by the utility model is to increase the operating efficiency of the submersible pump unit in complicated conditions when gas enters the zone of operation of the pumping equipment.

Техническим результатом является создание более надежных погружных насосных установок для добычи жидкости из скважин, осложненных присутствием газа, что достигается за счет исключения попадания газа в зону работы насосного оборудования.The technical result is the creation of more reliable submersible pumping units for the extraction of fluid from wells, complicated by the presence of gas, which is achieved by eliminating the ingress of gas into the zone of operation of pumping equipment.

Технический результат достигается тем, что погружная насосная установка состоит из электродвигателя, подпорного струйного насоса и основного центробежного насоса, хвостовика, спущенного в эксплуатационную колонну и соединенного с приемом подпорного струйного насоса, колонны насосно-компрессорных труб. Сопло струйного насоса через дополнительный патрубок сообщается с верхней высоконапорной частью основного центробежного насоса. Вход в камеру смешения струйного насоса сообщается с внутренним каналом хвостовика, а выход из камеры смешения струйного насоса сообщается с кольцевым каналом между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорными трубами. Хвостовик оснащен уплотнительным устройством, перекрывающим кольцевой канал между эксплуатационной колонной и хвостовиком. В верхней высоконапорной части основного центробежного насоса размещен газожидкостной сепаратор. Сепаратор обеспечивает отделение воды из водонефтегазовой смеси и подачу воды в дополнительный патрубок, сообщающийся с соплом подпорного струйного насоса.The technical result is achieved by the fact that the submersible pumping unit consists of an electric motor, a retaining jet pump and a main centrifugal pump, a shank run into the production string and connected to the reception of a flow jet pump, a tubing string. The nozzle of the jet pump through an additional pipe communicates with the upper high-pressure part of the main centrifugal pump. The entrance to the mixing chamber of the jet pump communicates with the inner channel of the shank, and the output from the mixing chamber of the jet pump communicates with the annular channel between the production string and the tubing. The shank is equipped with a sealing device that closes the annular channel between the production string and the shank. In the upper high-pressure part of the main centrifugal pump is placed a gas-liquid separator. The separator provides for the separation of water from the water-oil-gas mixture and the supply of water to the additional nozzle communicating with the nozzle of the retaining jet pump.

На фигуре 1, для удобства описания заявляемого технического решения, представлена схема погружной насосной установки для добычи жидкости из скважины.In figure 1, for the convenience of describing the proposed technical solution, a diagram of a submersible pumping installation for extracting fluid from a well is presented.

Погружная насосная установка по фигуре 1 состоит из электродвигателя 1, подпорного струйного насоса 2 и основного центробежного насоса 3, хвостовика 4, спущенного в эксплуатационную колонну 5. Эксплуатационная колонна 5 может иметь несколько интервалов перфорации 6. Хвостовик 4 соединен с приемом 7 подпорного струйного насоса 2. Насосное оборудование спущено на колонне насосно-компрессорных труб 8. Хвостовик 4 оснащен уплотнительным устройством 9, перекрывающим кольцевой канал между эксплуатационной колонной 5 и хвостовиком 4. Нижняя часть 10 хвостовика 4, за счет уплотнительного устройства 9, расположена в зоне 11, которая изолирована от интервала перфорации 6. Зона перфорации связывает верхний продуктивный пласт с полостью эксплуатационной колонны 5. Зона 11 и внутренний канал нижней части 10 хвостовика 4 сообщаются с нижним продуктивным пластом, например, через боковой ствол малого диаметра, который может быть выполнен ниже уплотнительного устройства 9 (нижний продуктивный пласт и боковой ствол на схеме не показаны). Хвостовик может быть выполнен секционным. Секции, из труб различного диаметра, соединены через переводник 12. Выход 13 из подпорного струйного насоса 2 сообщается с входом 14 основного центробежного насоса 3. Выход 15 основного центробежного насоса 3 соединен с колонной насосно-компрессорных труб 8. Струйный насос 2 имеет сопло 16 и камеру смешения 17. Сопло 16 струйного насоса 2 через дополнительный патрубок 18 сообщается с верхней высоконапорной частью основного центробежного насоса 3. Вход 7 в камеру смешения 17 струйного насоса 2 сообщается с внутренним каналом хвостовика 4, а выход 13 из камеры смешения 17 струйного насоса 2 сообщается с кольцевым каналом 19, который образован между эксплуатационной колонной 5 и насосно-компрессорными трубами 8. Энергию к электродвигателю 1 подают через кабель 20. В верхней высоконапорной части основного центробежного насоса 3 размещен газожидкостной сепаратор 21, обеспечивающий отделение воды из водонефтегазовой смеси. Сепаратор может иметь различные известные исполнения. К примеру, сепаратор может иметь вращающиеся детали, расположенные на валу насоса 3. Сепаратор может быть и циклонного типа, и не иметь подвижных деталей. На схеме сепаратор 21 показан условным значком, без пояснений принципа работы. Воду из сепаратора 21 подают в дополнительный патрубок 18, сообщающийся с соплом 16 подпорного струйного насоса 2.Submersible pump unit according to figure 1 consists of an electric motor 1, a retaining jet pump 2 and a main centrifugal pump 3, a shank 4 running into the production string 5. The production string 5 can have several perforation intervals 6. The tail 4 is connected to the receiving 7 of the retaining jet pump 2 . The pumping equipment is lowered on the tubing string 8. The shank 4 is equipped with a sealing device 9, which closes the annular channel between the production string 5 and the shank 4. The lower part 10 x Vostovik 4, due to the sealing device 9, is located in zone 11, which is isolated from the perforation interval 6. The perforation zone connects the upper productive layer with the cavity of the production string 5. Zone 11 and the inner channel of the lower part 10 of the stem 4 communicate with the lower productive layer, for example , through the lateral trunk of small diameter, which can be performed below the sealing device 9 (the lower productive formation and the lateral trunk are not shown in the diagram). The shank can be made sectional. The sections, from pipes of different diameters, are connected via the sub 12. The outlet 13 from the retaining jet pump 2 communicates with the inlet 14 of the main centrifugal pump 3. The outlet 15 of the main centrifugal pump 3 is connected to the tubing string 8. The jet pump 2 has a nozzle 16 and mixing chamber 17. The nozzle 16 of the jet pump 2 through an additional pipe 18 communicates with the upper high-pressure part of the main centrifugal pump 3. Inlet 7 into the mixing chamber 17 of the jet pump 2 communicates with the internal channel of the shank 4, and exit 13 of the chambers The mixing pump 17 of the jet pump 2 communicates with the annular channel 19, which is formed between the production column 5 and the tubing 8. The energy is supplied to the electric motor 1 through the cable 20. In the upper high-pressure part of the main centrifugal pump 3 a gas-liquid separator 21 is placed, providing water separation from the water-oil mixture. The separator can have various known executions. For example, the separator may have rotating parts located on the shaft of the pump 3. The separator may be of a cyclone type, and not have moving parts. In the diagram, separator 21 is shown by a conventional icon, without explaining the principle of operation. Water from the separator 21 is fed to an additional pipe 18 communicating with the nozzle 16 of the retaining jet pump 2.

Предлагаемая погружная насосная установка работает следующим образом.The proposed submersible pump installation works as follows.

Пластовая жидкость, смесь нефти и воды, вместе с пузырьками попутного газа, поступает внутрь эксплуатационной колонны 5 через перфорационные отверстия 6 из верхнего продуктивного пласта, и внутрь хвостовика 4 из нижнего пласта. Верхний и нижний, продуктивные пласты изолированы друг от друга в колонне 5 уплотнительным устройством 9.The reservoir fluid, a mixture of oil and water, together with associated gas bubbles, enters the inside of the production string 5 through perforations 6 from the upper productive formation, and into the inside of the shank 4 from the lower formation. The upper and lower productive layers are isolated from each other in the column 5 by a sealing device 9.

Энергию к электродвигателю 1 подают через кабель 20. Электрическая энергия преобразуется в двигателе 1 в механическую энергию. Механическая энергия в насосе 3 преобразуется в гидравлическую энергию, создается поток перекачиваемой среды в направлении от входа 14 к выходу 15 и далее вверх по каналу внутри насосно-компрессорных труб 8.Energy to the electric motor 1 is supplied through the cable 20. The electrical energy is converted in the motor 1 into mechanical energy. The mechanical energy in the pump 3 is converted into hydraulic energy, creating a flow of the pumped medium in the direction from the inlet 14 to the outlet 15 and further up the channel inside the tubing 8.

Струйный насос 2 откачивает продукцию нижнего продуктивного пласта, через каналы хвостовика 4, 12 и 10. В струйном насосе повышается давление за счет энергии струи жидкости, истекающей через сопло 16. Известно, что струйный насос устойчиво работает и перекачивает и жидкости, и газы, и газожидкостные смеси. Но необходимо соблюдать условие, в жидкости, проходящей через сопло 16 не должен присутствовать газ в значительном количестве (по литературным данным до 10% по объему). Для соблюдения этого условия необходимо подавать в сопло 16 пластовую воду, с минимальным присутствием газа и нефти в потоке, поскольку и в нефти имеется растворенный газ, который переходит в свободное состояние при снижении давления на выходе сопла 16. Сепаратор 21 обеспечивает отделение пластовой воды. Вода через патрубок 18 подается в сопло струйного насоса 2, обеспечивая эффективную перекачку водонефтегазовой смеси, поступающей из нижнего продуктивного пласта в зону 11 и далее через канал 7 и струйный насос 2, на выход 13. Далее продукция двух пластов смешивается и поступает на вход 14 основного центробежного насоса 3.The jet pump 2 pumps out the products of the lower productive formation through the shank channels 4, 12 and 10. In the jet pump, the pressure increases due to the energy of the jet of fluid flowing through the nozzle 16. It is known that the jet pump works steadily and pumps out both liquids and gases, and gas-liquid mixture. But it is necessary to observe the condition that there should not be a significant amount of gas in the fluid passing through the nozzle 16 (according to literature data up to 10% by volume). To meet this condition, it is necessary to feed formation water to the nozzle 16, with minimal presence of gas and oil in the flow, since there is dissolved gas in the oil, which changes to a free state when the pressure at the nozzle outlet 16 decreases. Separator 21 provides separation of formation water. Water through the nozzle 18 is fed into the nozzle of the jet pump 2, ensuring effective pumping of water-oil mixture coming from the lower reservoir to zone 11 and then through channel 7 and the jet pump 2 to output 13. Next, the production of the two layers mixes and enters at the inlet 14 of the main centrifugal pump 3.

Если эксплуатируется только нижний пласт (например, в случае использования боковых стволов малого диаметра), то подпорный струйный насос 2 обеспечивает повышение давления на входе основного центробежного насоса 3, что способствует повышению эффективности работы насосной установки в целом. Часть газа уходит в кольцевой канал 19 и далее к устью скважины. Но, часть газа поступает в проточную часть основного центробежного насоса 3. Для эффективной работы насоса 3, и насосной установки в целом, необходимо повышать давление на входе 14 в насос 3, что исключает попадание больших объемов газа в насосные ступени основного насоса 3.If only the lower layer is in operation (for example, in the case of using small diameter lateral trunks), the retaining jet pump 2 provides an increase in pressure at the inlet of the main centrifugal pump 3, which contributes to the overall performance of the pump unit. Part of the gas goes into the annular channel 19 and further to the wellhead. However, part of the gas enters the flow part of the main centrifugal pump 3. For efficient operation of the pump 3, and the pump unit as a whole, it is necessary to increase the pressure at the inlet 14 to the pump 3, which prevents large volumes of gas from entering the pump stages of the main pump 3.

Подпорный насос 2 вынужден в полном объеме перекачивать газ из нижнего пласта, который поступает вместе с нефтью и водой из этого нижнего пласта. Струйный насос 2 эффективно работает в таких осложненных условиях при поступлении газа в зону работы насосного оборудования, если исключено попадание газа в поток, идущий к соплу 16. Эта задача решается с помощью сепаратора 21. Таким образом, обеспечивается технический результат по созданию более надежных погружных насосных установок для добычи жидкости из скважин, осложненных присутствием газа.Supporting pump 2 is forced to fully pump gas from the lower reservoir, which comes along with oil and water from this lower reservoir. The jet pump 2 effectively operates in such complicated conditions when gas enters the zone of pumping equipment operation, if gas is not allowed to enter the flow to the nozzle 16. This problem is solved using a separator 21. Thus, a technical result is provided for creating more reliable immersion pumps installations for the extraction of fluid from wells, complicated by the presence of gas.

Claims

Submersible pumping unit consisting of an electric motor, a retaining jet pump and a main centrifugal pump, a liner, lowered into the production column and connected to the reception of a retaining jet pump, a tubing string, a jet pump nozzle, via an additional pipe connected to the upper high-pressure part of the main centrifugal pump pump, the entrance to the mixing chamber of the jet pump, communicated with the internal channel of the shank, and the output from the mixing chamber of the jet pump, communicated o with an annular channel between the production column and tubing pipes, characterized in that the shank is equipped with a sealing device that closes the annular channel between the production column and the shank, and in the upper high-pressure part of the main centrifugal pump there is a gas-liquid separator ensuring separation of water from the oil and gas mixture and water supply to the additional nozzle connected to the nozzle of the retaining jet pump.