RU184048U1 - DEVICE FOR GAS SEPARATION OF SUBMERSIBLE ELECTRIC CENTRIFUGAL PUMP IN CASING - Google Patents
DEVICE FOR GAS SEPARATION OF SUBMERSIBLE ELECTRIC CENTRIFUGAL PUMP IN CASING Download PDFInfo
- Publication number
- RU184048U1 RU184048U1 RU2018117834U RU2018117834U RU184048U1 RU 184048 U1 RU184048 U1 RU 184048U1 RU 2018117834 U RU2018117834 U RU 2018117834U RU 2018117834 U RU2018117834 U RU 2018117834U RU 184048 U1 RU184048 U1 RU 184048U1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- centrifugal pump
- casing
- submersible
- electric centrifugal
- Prior art date
Links
- 238000000926 separation method Methods 0.000 title claims abstract description 14
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 34
- 230000004224 protection Effects 0.000 claims abstract description 10
- 238000007654 immersion Methods 0.000 claims description 2
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 abstract description 16
- 238000009434 installation Methods 0.000 abstract description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 5
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 abstract description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 239000012717 electrostatic precipitator Substances 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 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
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
Полезная модель относится к нефтяной промышленности и может быть использована в установках погружных электроцентробежных насосов, перекачивающих из скважин газожидкостные смеси с высоким содержанием газа, с погружными электродвигателями в кожухе. Обеспечивает повышение эффективности и надежности эксплуатации погружного электроцентробежного насоса в кожухе для добычи нефти из скважин с высоким содержанием газа ввиду отвода отсепарированного газа в затрубное пространство и подачу дегазированной жидкости в герметичный кожух погружного электродвигателя с гидрозащитой и входной модуль электроцентробежного насоса и предотвращает скопление газа и прорыв его на прием электроцентробежного насоса, что приводит к срыву рабочего режима электроцентробежного насоса. Сущность полезной модели заключается в том, что при использовании устройства для сепарации газа погружного электроцентробежного насоса в кожухе, в скважинах с большим газовым фактором погружной электродвигатель с гидрозащитой, охлаждаемый перекачиваемой жидкостью, снабжен наружным герметичным кожухом, который герметично соединен с входным модулем электроцентробежного насоса и выполнен с возможностью изолирования приема насоса от межтрубного пространства. Согласно изобретению, ниже герметичного кожуха погружного электродвигателя расположен газосепаратор с возможностью передачи крутящего момента от вала погружного электродвигателя через дополнительную гидрозащиту и входной модуль на вал газосепаратора и гидравлически соединен с полостью колонны труб хвостовика. Входной модуль установлен таким образом, что дегазированная жидкость с выхода газосепаратора поступает в центральный канал входного модуля и выходит в полость герметичного кожуха погружного электродвигателя. Хвостовик спущен от нижней приемной части газосепаратора вниз вплоть до интервала перфорации скважины или ниже. При этом происходит подвод газожидкостной смеси через хвостовик на прием газосепаратора, в котором происходит закручивание потока газожидкостной смеси, разделение потока с последующим отводом отсепарированного газа в затрубное пространство и подачу дегазированной жидкости через входной модуль в герметичный кожух погружного электродвигателя с гидрозащитами и далее во входной модуль электроцентробежного насоса. 1 ил.
Description
Полезная модель относится к нефтяной промышленности и может быть использована в установках погружных электроцентробежных насосов, перекачивающих из скважин газожидкостные смеси с высоким содержанием газа, с погружными электродвигателями в кожухе.The utility model relates to the oil industry and can be used in installations of submersible electric centrifugal pumps that pump gas-liquid mixtures with a high gas content from wells with submersible electric motors in the casing.
Известно устройство для сепарации газа в нефтяных скважинах, (аналог) (1), патент на полезную модель №78524 Е21В 43/38. Устройство содержит «хвостовик» с пакером, открытую снизу газосборную емкость, выполненную в виде перевернутого стакана, снабженную газоотводной трубкой, сообщающейся с затрубным пространством. При этом газосборная емкость соединена своей донной частью с ЭЦН, а выход газоотводной трубки расположен над приемным модулем насоса. Таким образом, обеспечивается подача жидкости и газа в затрубное пространство, при этом жидкость подводится к зоне приема насоса, а газ выше этой зоны. Такая схема движения разделившихся фаз позволяет использовать высокопроизводительные УЭЦН взамен менее совершенных поршневых насосов. Недостатками способа является то, что если скважинная жидкость содержит абразивные частицы, то существует потенциальный риск расчленения установки по корпусу газосепаратора. Известно устройство для сепарации газа и песка при откачке жидкости из скважины погружным электроцентробежным насосом, (аналог) (2), патент на полезную модель №65130, дата публикации 27.07. 2007, которое включает струйный аппарат, активное сопло гидравлически сообщенное обводным каналом с рабочей напорной линией погружного электроцентробежного насоса (ПЭЦН), корпус с газоотводной и всасывающей трубами, установленный под приемом ПЭЦН, фильтр, установленный на нижнем конце корпуса, ось с радиальными перфорационными отверстиями для прохода газожидкостной смеси, причем внутреннее пространство оси сообщено с всасывающей полостью струйного аппарата, установленного на входе газоотводной трубки. Сепарационный элемент размещен внутри корпуса под газоотводной трубкой и выполнен в виде взаимообращенных навстречу друг к другу конических полок, направленных вниз и жестко закрепленных друг под другом на внутренней поверхности корпуса и наружной поверхности оси. Устройство ниже фильтра оснащено пескосборной камерой. Недостатками является то, что устройство нельзя применить для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких пластов или объектов разработки. Кроме того, совместное использование центробежного электронасоса и струйного насоса для увеличения добычи нефти из одного объекта эксплуатации требует применения ЭЦН с более высокими напорами для преодоления высоких сопротивлений, возникающих в области сужения в сопле эжекторного струйного насоса.A device is known for gas separation in oil wells, (analog) (1), utility model patent No. 78524 ЕВВ 43/38. The device comprises a “shank” with a packer, a gas collection container open at the bottom, made in the form of an inverted glass, equipped with a gas outlet pipe communicating with the annulus. In this case, the gas collection tank is connected by its bottom to the ESP, and the outlet of the gas outlet pipe is located above the receiving module of the pump. Thus, the flow of fluid and gas into the annulus is ensured, while the fluid is supplied to the pump intake zone, and the gas is above this zone. This scheme of motion of the separated phases allows the use of high-performance ESPs instead of less advanced piston pumps. The disadvantages of the method is that if the well fluid contains abrasive particles, then there is a potential risk of disintegration of the installation along the gas separator body. A device for separating gas and sand when pumping fluid from a well with a submersible electric centrifugal pump, (analog) (2), utility model patent No. 65130, publication date 27.07. 2007, which includes an inkjet apparatus, an active nozzle hydraulically in communication with a bypass channel with a working pressure line of a submersible electric centrifugal pump (PETSN), a housing with a gas outlet and suction pipes, mounted under the intake of a PETSN, a filter mounted on the lower end of the housing, an axis with radial perforations for the passage of the gas-liquid mixture, and the inner space of the axis is communicated with the suction cavity of the jet apparatus installed at the inlet of the gas outlet pipe. The separating element is placed inside the housing under the gas outlet tube and is made in the form of conical shelves mutually facing towards each other, directed downward and rigidly fixed under each other on the inner surface of the housing and the outer surface of the axis. The device below the filter is equipped with a sand chamber. The disadvantages are that the device cannot be used for simultaneous and separate operation of several layers or development sites. In addition, the combined use of a centrifugal electric pump and a jet pump to increase oil production from a single operation requires the use of ESPs with higher heads to overcome the high resistances that arise in the area of narrowing in the nozzle of an ejector jet pump.
Известен способ откачивания жидкости установкой электроцентробежного насоса и газосепаратор установки электроцентробежного насоса, (прототип) (3), патент РФ №2442023 F04D 13/10, Е21В 43/38, дата подачи заявки 07.07.2010, опубликовано10.02.2012, который заключается 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 подачу 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 геометрические параметры шнека газосепаратора и затем комплектуют установку партией рассчитанных шнеков для каждого значения подачи в пределах одного габарита скважины. Недостатками является то, что при установке пакера над электроцентробежным насосом происходит скопление газа в межтрубном пространстве в подпакерной зоне и возможен прорыв его на прием электроцентробежного насоса, что приведет к срыву рабочего режима электроцентробежного насоса. Кроме того не обеспечивается достаточное охлаждение погружного электродвигателя, нагрев которого вызывает увеличение объема газожидкостной смеси, особенно в скважинах с большим газовым фактором.A known method of pumping liquid by installing an electric centrifugal pump and a gas separator of installing an electric centrifugal pump, (prototype) (3), RF patent No. 2442023 F04D 13/10, ЕВВ 43/38, filing date 07.07.2010, published 02.10.2012, which consists in supplying gas-liquid mixture into the gas separator, increasing its pressure in the screw of the gas separator, twisting the flow of the gas-liquid mixture, dividing the stream, followed by removal of the separated gas into the annulus and supplying the degassed liquid to the electric centrifugal pump. In the limited radial dimensions of the well, prior to placing the electric centrifugal pump installation in the well, the flow range of the gas-liquid mixture 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. The disadvantages are that when the packer is installed above the electric centrifugal pump, gas accumulates in the annulus in the sub-packer zone and it can break through to receive the electric centrifugal pump, which will disrupt the operating mode of the electric centrifugal pump. In addition, sufficient cooling of the submersible motor is not ensured, the heating of which causes an increase in the volume of the gas-liquid mixture, especially in wells with a large gas factor.
Технической задачей решаемой полезной моделью устройства для сепарации газа погружного электроцентробежного насоса в кожухе является повышение эффективности и надежности эксплуатации погружного электроцентробежного насоса в кожухе для добычи нефти из скважин с высоким содержанием газа.The technical problem solved by a useful model of a device for gas separation of a submersible electric centrifugal pump in a casing is to increase the efficiency and reliability of operation of a submersible electric centrifugal pump in a casing for oil production from wells with a high gas content.
Технический результат, достигаемый полезной моделью, решается предлагаемым устройством для сепарации газа погружного электроцентробежного насоса в кожухе, в котором погружной электродвигатель с гидрозащитой, охлаждаемый перекачиваемой жидкостью, снабжен наружным герметичным кожухом, который герметично соединен с входным модулем электроцентробежного насоса и выполнен с возможностью изолирования приема насоса от межтрубного пространства, а газосепаратор расположен ниже кожуха погружного электродвигателя и герметично соединен с нижней частью герметичного кожуха с возможностью передачи крутящего момента с вала погружного электродвигателя на вал газосепаратора и гидравлически соединен с полостью колонны труб хвостовика.The technical result achieved by the utility model is solved by the proposed device for gas separation of a submersible electric centrifugal pump in a casing, in which a submersible electric motor with hydraulic protection, cooled by the pumped liquid, is provided with an external sealed casing, which is hermetically connected to the input module of the electric centrifugal pump and is configured to isolate the pump intake from the annulus, and the gas separator is located below the casing of the submersible motor and is hermetically connected to bo ttom part sealed housing for transmitting torque from the shaft to an immersion electric motor shaft and the gas separator is fluidly connected with the cavity of the shank of the pipe string.
Сущность полезной модели заключается в том, что при использовании устройства для сепарации газа погружного электроцентробежного насоса в кожухе, в скважинах с большим газовым фактором погружной электродвигатель с гидрозащитой, охлаждаемый перекачиваемой жидкостью, снабжен наружным герметичным кожухом, который герметично соединен с входным модулем электроцентробежного насоса и выполнен с возможностью изолирования приема насоса от межтрубного пространства. Согласно изобретению, ниже герметичного кожуха погружного электродвигателя расположен газосепаратор с возможностью передачи крутящего момента от вала погружного электродвигателя через дополнительную гидрозащиту и входной модуль на вал газосепаратора и гидравлически соединен с полостью колонны труб хвостовика. Входной модуль установлен таким образом, что дегазированная жидкость с выхода газосепаратора поступает в центральный канал входного модуля и выходит в полость герметичного кожуха погружного электродвигателя. Хвостовик спущен от нижней, приемной части газосепаратора вниз вплоть до интервала перфорации скважины или ниже. При этом происходит подвод газожидкостной смеси через хвостовик на прием газосепаратора, в котором происходит закручивание потока газожидкостной смеси, разделение потока с последующим отводом отсепарированного газа в затрубное пространство и подачу дегазированной жидкости через входной модуль в герметичный кожух погружного электродвигателя с гидрозащитами и далее во входной модуль электроцентробежного насоса.The essence of the utility model lies in the fact that when using a device for gas separation of a submersible electric centrifugal pump in a casing, in wells with a large gas factor, a submersible electric motor with hydraulic protection, cooled by the pumped liquid, is equipped with an external tight casing, which is hermetically connected to the input module of the electric centrifugal pump and is made with the possibility of isolating the pump intake from the annulus. According to the invention, a gas separator is located below the sealed casing of the submersible electric motor with the possibility of transmitting torque from the shaft of the submersible electric motor through an additional hydraulic protection and an input module to the gas separator shaft and is hydraulically connected to the cavity of the shank pipe string. The input module is installed in such a way that the degassed liquid from the outlet of the gas separator enters the central channel of the input module and enters the cavity of the sealed casing of the submersible motor. The liner is lowered from the bottom, the receiving part of the gas separator down to the interval of perforation of the well or below. In this case, the gas-liquid mixture is supplied through the shank to the reception of the gas separator, in which the gas-liquid mixture flows are twisted, the stream is separated, then the separated gas is diverted to the annulus and the degassed liquid is fed through the inlet module into the sealed casing of the submersible electric motor with hydraulic shields and then to the inlet module of the electric centrifugal pump.
Предлагаемая полезная модель устройства для сепарации газа погружного электроцентробежного насоса в кожухе позволяет повысить эффективность и надежность эксплуатации погружного электроцентробежного насоса с погружным электродвигателем в кожухе для добычи нефти из скважин с высоким содержанием газа ввиду отвода отсепарированного газа в затрубное пространство и подачу дегазированной жидкости в герметичный кожух погружного электродвигателя и входной модуль электроцентробежного насоса, предотвращает скопление газа и прорыв его на прием электроцентробежного насоса, что приводит к срыву рабочего режима электроцентробежного насоса. На чертеже изображена компоновка, поясняющая устройство для сепарации газа погружного электроцентробежного насоса в кожухе.The proposed utility model of a device for gas separation of a submersible electric centrifugal pump in a casing allows to increase the efficiency and reliability of operation of a submersible electric centrifugal pump with a submersible electric motor in a casing for oil extraction from wells with a high gas content due to the removal of the separated gas into the annulus and the supply of degassed liquid to the sealed casing of the submersible the electric motor and the input module of the electric centrifugal pump, prevents the accumulation of gas and its breakthrough on reception of an electric centrifugal pump, which leads to disruption of the operating mode of the electric centrifugal pump. The drawing shows a layout explaining a device for gas separation of a submersible electric centrifugal pump in a casing.
Компоновка спускается в заданный интервал эксплуатационной колонны 13. Устройство для сепарации газа состоит из фильтра механических примесей 11, хвостовика 10, аварийно-разъединительного узла 9, газосепаратора 8, герметично соединенного через входной модуль 7 с нижней частью герметичного кожуха 5 погружного электродвигателя 4 с гидрозащитами 6 и 3 с возможностью передачи крутящего момента с вала погружного электродвигателя 4 на вал газосепаратора 6 и гидравлически соединеного с полостью колонны труб хвостовика 10, входного модуля 2 электроцентробежного насоса, изолированного от межтрубного пространства, электроцентробежного насоса 1, соединенного с колонной насосно - компрессорных труб 12.The layout descends to a predetermined interval of the production casing 13. The gas separation device consists of a filter of mechanical impurities 11, a
При использовании полезной модели устройства для сепарации газа погружного электроцентробежного насоса в кожухе, в скважинах с большим газовым фактором, оборудованных электроцентробежными насосами, работу производят следующим образом.When using a utility model of a device for gas separation of a submersible electric centrifugal pump in a casing, in wells with a large gas factor, equipped with electric centrifugal pumps, the work is carried out as follows.
Собранная компоновка спускается в заданный интервал эксплуатационной колонны 13. При работе электроцентробежного насоса 1 газожидкостная смесь поступает через фильтр механических примесей 11 и хвостовик 10 с аварийно-разъединительным узлом 9 в газосепаратор 8. Газосепаратор 8 герметично соединен через входной модуль 7 с нижней частью герметичного кожуха 5 погружного электродвигателя 4 с гидрозащитами 6 и 3 с возможностью передачи крутящего момента с вала погружного электродвигателя 4 на вал газосепаратора 8 и гидравлически герметично соединен с полостью колонны труб хвостовика 10. Входной модуль 7 установлен таким образом, что дегазированная жидкость с выхода газосепаратора 8 поступает в центральный канал входного модуля 7 и выходит в полость герметичного кожуха 5 погружного электродвигателя 4. При этом происходит подвод газожидкостной смеси в газосепаратор 6, закручивание потока газожидкостной смеси, разделении потока с последующим отводом отсепарированного газа в затрубное пространство и подачу дегазированной жидкости через входной модуль 7 в герметичный кожух 5 погружного электродвигателя 4 с гидрозащитами 6 и 3 и далее во входной модуль 2 электроцентробежного насоса 1. Далее жидкость посредством электроцентробежного насоса 1 через колонну насосно - компрессорных труб 12 поступает на устье скважины.The assembled assembly is lowered to a predetermined interval of the production casing 13. During the operation of the electric centrifugal pump 1, the gas-liquid mixture flows through the filter of mechanical impurities 11 and the
Новым является то, что при предлагаемой полезной модели устройства для сепарации газа погружного электроцентробежного насоса в кожухе, ниже герметичного кожуха погружного электродвигателя расположен газосепаратор, который герметично соединен с нижней частью герметичного кожуха, с возможностью передачи крутящего момента с вала погружного электродвигателя на вал газосепаратора через дополнительную гидрозащиту и входной модуль и гидравлически соединен с полостью колонны труб хвостовика. При этом происходит подвод газожидкостной смеси в газосепаратор, закручивание потока газожидкостной смеси, разделении потока с последующим отводом отсепарированного газа в затрубное пространство и подачу дегазированной жидкости в герметичный кожух погружного электродвигателя и входной модуль электроцентробежного насоса. Технологический и технический результаты при использовании предлагаемой полезной модели устройства для сепарации газа погружного электроцентробежного насоса в кожухе достигаются повышением эффективности эксплуатации погружного электроцентробежного насоса в кожухе для добычи нефти из скважин с высоким содержанием газа ввиду отвода отсепарированного газа в затрубное пространство и подачу дегазированной жидкости в герметичный кожух погружного электродвигателя с гидрозащитами и входной модуль электроцентробежного насоса и предотвращения скопление газа и прорыва его на прием электроцентробежного насоса, приводящего к срыву рабочего режима электроцентробежного насоса.What is new is that with the proposed utility model of a device for gas separation of a submersible electric centrifugal pump in a casing, a gas separator is located below the sealed casing of the submersible electric motor, which is hermetically connected to the lower part of the sealed casing, with the possibility of transmitting torque from the shaft of the submersible electric motor to the gas separator shaft hydroprotection and input module and is hydraulically connected to the cavity of the pipe string shank. In this case, the gas-liquid mixture is introduced into the gas separator, the gas-liquid mixture is twisted, the stream is separated, followed by the separation of the separated gas into the annulus and the degassed liquid is fed into the sealed casing of the submersible electric motor and the input module of the electric centrifugal pump. The technological and technical results when using the proposed utility model of a device for gas separation of a submersible electric centrifugal pump in a casing are achieved by increasing the operating efficiency of a submersible electric centrifugal pump in a casing for oil extraction from wells with a high gas content due to the removal of the separated gas into the annulus and the supply of degassed liquid to the sealed casing submersible motor with hydraulic protections and input module of the electric centrifugal pump and rotation of the accumulation of gas and its breakthrough at the reception of an electric centrifugal pump, leading to disruption of the operating mode of the electric centrifugal pump.
Экономический эффект от использования изобретения может достигаться за счет увеличения наработки на отказ, продления срока службы насосной установки и уменьшения времени на проведение дополнительных видов работ.The economic effect of the use of the invention can be achieved by increasing the time between failures, extending the life of the pumping unit and reducing the time it takes to carry out additional types of work.
Использованная литература.References.
1. Патент на полезную модель №78524 Е21В 43/38.1. Patent for utility model No. 78524 ЕВВ 43/38.
2. Патент на полезную модель №65130, дата публикации 27.07. 2007.2. Patent for utility model No. 65130, publication date 27.07. 2007.
3. Патент РФ №2442023 F04D 13/10, Е21В 43/38, дата подачи заявки 07.07.2010, опубликовано 10.02.2012.3. RF patent No. 2442023 F04D 13/10, ЕВВ 43/38, application filing date 07/07/2010, published 02/10/2012.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018117834U RU184048U1 (en) | 2018-05-14 | 2018-05-14 | DEVICE FOR GAS SEPARATION OF SUBMERSIBLE ELECTRIC CENTRIFUGAL PUMP IN CASING |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018117834U RU184048U1 (en) | 2018-05-14 | 2018-05-14 | DEVICE FOR GAS SEPARATION OF SUBMERSIBLE ELECTRIC CENTRIFUGAL PUMP IN CASING |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU184048U1 true RU184048U1 (en) | 2018-10-12 |
Family
ID=63858999
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018117834U RU184048U1 (en) | 2018-05-14 | 2018-05-14 | DEVICE FOR GAS SEPARATION OF SUBMERSIBLE ELECTRIC CENTRIFUGAL PUMP IN CASING |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU184048U1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU197546U1 (en) * | 2020-02-04 | 2020-05-13 | Игорь Александрович Малыхин | GAS SEPARATION DEVICE COMBINED WITH COOLING OF SUBMERSIBLE ELECTRIC MOTOR |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4148735A (en) * | 1978-08-03 | 1979-04-10 | Laval Claude C | Separator for use in boreholes of limited diameter |
| RU79936U1 (en) * | 2008-10-28 | 2009-01-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ГРЭЙ" | DEVICE FOR SEPARATION OF GAS AND MECHANICAL IMPURITIES FROM OIL IN A WELL |
| 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 |
| RU2467166C1 (en) * | 2011-05-31 | 2012-11-20 | Максим Николаевич Шурыгин | Borehole separator and method of fluid separation hereby |
| RU132836U1 (en) * | 2013-03-28 | 2013-09-27 | Закрытое Акционерное Общество "Новомет-Пермь" | SUBMERSIBLE PUMP INSTALLATION |
| RU2620667C1 (en) * | 2015-12-15 | 2017-05-29 | Игорь Александрович Малыхин | Method of application of electrical centrifugal pump with multiphase pump and packer |
-
2018
- 2018-05-14 RU RU2018117834U patent/RU184048U1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4148735A (en) * | 1978-08-03 | 1979-04-10 | Laval Claude C | Separator for use in boreholes of limited diameter |
| RU79936U1 (en) * | 2008-10-28 | 2009-01-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ГРЭЙ" | DEVICE FOR SEPARATION OF GAS AND MECHANICAL IMPURITIES FROM OIL IN A WELL |
| 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 |
| RU2467166C1 (en) * | 2011-05-31 | 2012-11-20 | Максим Николаевич Шурыгин | Borehole separator and method of fluid separation hereby |
| RU132836U1 (en) * | 2013-03-28 | 2013-09-27 | Закрытое Акционерное Общество "Новомет-Пермь" | SUBMERSIBLE PUMP INSTALLATION |
| RU2620667C1 (en) * | 2015-12-15 | 2017-05-29 | Игорь Александрович Малыхин | Method of application of electrical centrifugal pump with multiphase pump and packer |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU197546U1 (en) * | 2020-02-04 | 2020-05-13 | Игорь Александрович Малыхин | GAS SEPARATION DEVICE COMBINED WITH COOLING OF SUBMERSIBLE ELECTRIC MOTOR |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2620667C1 (en) | Method of application of electrical centrifugal pump with multiphase pump and packer | |
| US9938806B2 (en) | Charge pump for gravity gas separator of well pump | |
| US8397811B2 (en) | Gas boost pump and crossover in inverted shroud | |
| US10107274B2 (en) | Electrical submersible pump assembly for separating gas and oil | |
| US5605193A (en) | Downhole gas compressor | |
| US6216788B1 (en) | Sand protection system for electrical submersible pump | |
| CA2414685C (en) | Gas dissipation chamber for through tubing conveyed esp pumping systems | |
| US2311963A (en) | Gas anchor | |
| US20090065202A1 (en) | Gas separator within esp shroud | |
| US9670758B2 (en) | Coaxial gas riser for submersible well pump | |
| WO2016126537A1 (en) | Dual gravity gas separators for well pump | |
| US10323494B2 (en) | Hydrocarbon production system and an associated method thereof | |
| CA2710079C (en) | Esp for perforated sumps in horizontal well applications | |
| US7798211B2 (en) | Passive gas separator for progressing cavity pumps | |
| RU2546685C2 (en) | Downhole plant for simultaneous-separate operation of two beds of single well (versions) | |
| US7055595B2 (en) | Electrical submersible pump actuated packer | |
| RU2691221C1 (en) | Method for gas separation of submersible electric centrifugal pump with submersible electric motor in casing | |
| RU184048U1 (en) | DEVICE FOR GAS SEPARATION OF SUBMERSIBLE ELECTRIC CENTRIFUGAL PUMP IN CASING | |
| US8936091B2 (en) | Well jet pumping assembly for degassing coal beds | |
| RU2732319C1 (en) | Method of gas separation combined with cooling of submersible electric motor | |
| RU197546U1 (en) | GAS SEPARATION DEVICE COMBINED WITH COOLING OF SUBMERSIBLE ELECTRIC MOTOR | |
| RU2569526C1 (en) | Unit for dual operation of wells | |
| RU2725202C1 (en) | Submersible pumping unit for pumping liquid | |
| RU2004126781A (en) | OIL PRODUCTION METHOD AND SUBMERSIBLE PUMP INSTALLATION FOR ITS IMPLEMENTATION | |
| RU157399U1 (en) | DEVICE FOR OPERATION OF A PRODUCTIVE STRING SUBJECT TO HYDRAULIC BREAKING |