RU2006113143A - Способ откачки двухфазного скважинного флюида и устройство для его осуществления (варианты) - Google Patents
Способ откачки двухфазного скважинного флюида и устройство для его осуществления (варианты) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2006113143A RU2006113143A RU2006113143/06A RU2006113143A RU2006113143A RU 2006113143 A RU2006113143 A RU 2006113143A RU 2006113143/06 A RU2006113143/06 A RU 2006113143/06A RU 2006113143 A RU2006113143 A RU 2006113143A RU 2006113143 A RU2006113143 A RU 2006113143A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- section
- central
- turbine
- components
- pump
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims 18
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 title claims 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims 17
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims 5
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims 1
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
- F04D31/00—Pumping liquids and elastic fluids at the same time
-
- 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
- E21B43/121—Lifting well fluids
- E21B43/128—Adaptation of pump systems with down-hole electric drives
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
- F04D19/00—Axial-flow pumps
- F04D19/02—Multi-stage pumps
- F04D19/022—Multi-stage pumps with concentric rows of vanes
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (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)
Claims (20)
1. Устройство для откачки скважинного флюида, содержащего газообразные и жидкие компоненты, включающее центральную секцию ротационного насоса для подачи жидких компонентов и окружающую ее кольцевую секцию турбины для сжатия газообразных компонентов.
2. Устройство по п.1, в котором секция насоса отделена от секции турбины цилиндрической стенкой.
3. Устройство по п.1, в котором секция насоса имеет элементы, вращающиеся синхронно с элементами секции турбины.
4. Устройство по п.1, в котором секция насоса содержит шнек.
5. Устройство по п.1, в котором секция турбины включает несколько ступеней, каждая из которых имеет набор вращающихся турбинных лопаток и диффузор с набором неподвижных диффузорных лопаток.
6. Устройство по п.1, в котором секция насоса включает несколько ступеней, каждая из которых имеет вращающийся канал, проходящий по спирали в первом направлении вращения, и диффузор с несколькими неподвижными каналами, проходящими по спирали во втором направлении.
7. Устройство по п.1, содержащее также корпус, в котором размещены секции турбины и насоса, устройство разделения компонентов, расположенное в корпусе по направлению потока перед секциями турбины и насоса и заставляющее жидкие компоненты скважинного флюида двигаться во внешней области корпуса, а газообразные компоненты скважинного флюида - в его центральной области, и устройство перекрестного отклонения потоков, расположенное по направлению потока за устройством разделения компонентов и перед секциями турбины и насоса для направления жидких компонентов скважинного флюида из внешней области корпуса в центральную, а газообразных компонентов скважинного флюида - из центральной области корпуса во внешнюю.
8. Устройство по п.1, в котором секция насоса включает несколько ступеней, каждая из которых имеет по меньшей мере одну лопасть, секция турбины включает несколько ступеней, каждая из которых имеет набор лопаток, вращающихся синхронно с указанной по меньшей мере одной лопастью одной из ступеней секции насоса, причем число лопаток на каждой ступени секции турбины превышает число лопастей на каждой ступени секции насоса.
9. Устройство для откачки скважинного флюида, содержащего газообразные и жидкие компоненты, включающее корпус с продольной осью, проходящий через корпус и приводимый во вращение вал, несколько рабочих колес, которые установлены на валу для совместного с ним вращения и каждое из которых имеет центральную секцию для приема жидких компонентов скважинного флюида, поступающих из центральной области корпуса, и внешнюю секцию для приема газообразных компонентов скважинного флюида, причем в каждом рабочем колесе центральная секция отделена от внешней секции цилиндрической стенкой, в центральной секции имеется по меньшей мере один проходящий по спирали канал, обеспечивающий в основном подачу жидкости, а во внешней секции - набор лопаток, обеспечивающих сжатие газа, и с каждым рабочим колесом сопряжен диффузор, неподвижно установленный в корпусе и содержащий центральную секцию, совмещенную с центральной секцией рабочего колеса, и внешнюю секцию, совмещенную с внешней секцией рабочего колеса, причем в каждом диффузоре центральная секция отделена от внешней секции цилиндрической стенкой, а во внешней секции диффузора имеется набор диффузорных каналов, обеспечивающих преобразование кинетической энергии газообразных компонентов, поступающих из внешней секции сопряженного с диффузором рабочего колеса, в повышенное давление.
10. Устройство по п.9, в котором в центральной секции каждого диффузора имеется несколько диффузорных каналов, обеспечивающих преобразование кинетической энергии жидких компонентов, поступающих из центральной секции сопряженного с диффузором рабочего колеса, в повышенное давление.
11. Устройство по п.9, в котором канал центральной секции каждого рабочего колеса образует винтовая пластина.
12. Устройство по п.9, в котором лопатки внешней секции рабочего колеса включают турбинные лопатки, причем у каждого рабочего колеса число турбинных лопаток превышает число каналов в его центральной области.
13. Устройство по п.9, в котором центральная секция каждого рабочего колеса содержит ступицу, в которую вставлен вал, а проходящий по спирали канал образован винтовой пластиной, расположенной между ступицей и цилиндрической стенкой и проходящей в окружном направлении, огибая ступицу по меньшей мере на 90°.
14. Устройство по п.9, содержащее также устройство разделения компонентов, заставляющее жидкие компоненты скважинного флюида двигаться во внешней области корпуса, а газообразные компоненты - в его центральной области, и устройство перекрестного отклонения потоков, расположенное по направлению потока за устройством разделения компонентов и перед рабочими колесами и диффузорами для направления жидких компонентов скважинного флюида из внешней области корпуса в центральную, а газообразных компонентов скважинного флюида - из центральной области корпуса во внешнюю.
15. Устройство по п.14, в котором устройство разделения компонентов содержит набор лопастей, установленных на валу для совместного с ним вращения.
16. Устройство по п.9, корпус которого имеет единый выпускной канал, обеспечивающий смешение жидких и газообразных компонентов, поступающих в этот канал из диффузоров и рабочих колес.
17. Способ откачки из скважины флюида, содержащего газообразные и жидкие компоненты, заключающийся в том, что
а) вокруг центральной секции ротационного насоса устанавливают кольцевую секцию турбины,
б) секции турбины и насоса помещают в скважину и приводят во вращение,
в) жидкие компоненты подводят в секцию насоса, с помощью которой их откачивают, и
г) газообразные компоненты подводят в секцию турбины, с помощью которой их сжимают.
18. Способ по п.17, в котором на стадии (б) секции турбины и насоса приводят во вращение синхронно.
19. Способ по п.17, в котором на стадии (в) принимают поток скважинного флюида, жидкие и газообразные компоненты которого находятся в смешанном состоянии, затем жидкие компоненты отделяют от газообразных и заставляют жидкие компоненты двигаться во внешней области потока скважинного флюида, а газообразные компоненты - в его центральной области, после чего жидкие компоненты направляют из внешней области потока скважинного флюида в его центральную область, а газообразные компоненты - из центральной области потока скважинного флюида в его внешнюю область.
20. Способ по п.17, в котором после стадии (г) жидкие и газообразные компоненты смешивают и в смешанном состоянии подают по скважине на поверхность.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US11/105,831 US7445429B2 (en) | 2005-04-14 | 2005-04-14 | Crossover two-phase flow pump |
US11/105,831 | 2005-04-14 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2006113143A true RU2006113143A (ru) | 2007-10-27 |
RU2409767C2 RU2409767C2 (ru) | 2011-01-20 |
Family
ID=37101503
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2006113143/06A RU2409767C2 (ru) | 2005-04-14 | 2006-04-19 | Способ откачки двухфазного скважинного флюида и устройство для его осуществления (варианты) |
Country Status (3)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US7445429B2 (ru) |
CA (1) | CA2543460C (ru) |
RU (1) | RU2409767C2 (ru) |
Families Citing this family (28)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7549837B2 (en) * | 2006-10-26 | 2009-06-23 | Schlumberger Technology Corporation | Impeller for centrifugal pump |
US8066077B2 (en) * | 2007-12-17 | 2011-11-29 | Baker Hughes Incorporated | Electrical submersible pump and gas compressor |
US20090194295A1 (en) * | 2008-02-04 | 2009-08-06 | Baker Hughes Incorporated | System, method and apparatus for electrical submersible pump with integrated gas separator |
US8021132B2 (en) * | 2008-02-12 | 2011-09-20 | Baker Hughes Incorporated | Pump intake for electrical submersible pump |
US8196657B2 (en) * | 2008-04-30 | 2012-06-12 | Oilfield Equipment Development Center Limited | Electrical submersible pump assembly |
US8141625B2 (en) * | 2009-06-17 | 2012-03-27 | Baker Hughes Incorporated | Gas boost circulation system |
US8714874B2 (en) | 2009-06-23 | 2014-05-06 | Bruce A. Tunget | Apparatus and methods for forming and using subterranean salt cavern |
US8397811B2 (en) * | 2010-01-06 | 2013-03-19 | Baker Hughes Incorporated | Gas boost pump and crossover in inverted shroud |
CN103180544B (zh) * | 2010-03-25 | 2016-01-13 | 布鲁斯·A·塔盖特 | 选择性控制在来自单个主钻孔的钻井中不同速度的流动流体流的管汇柱 |
CN101865136B (zh) * | 2010-06-17 | 2012-04-25 | 浙江大学 | 一种用于离心泵的动力传递装置 |
CA2794346C (en) * | 2010-06-22 | 2018-01-09 | Bruce A. Tunget | Pressure controlled well construction and operation systems and methods usable for hydrocarbon operations, storage and solution mining |
WO2012109109A2 (en) * | 2011-02-08 | 2012-08-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multiple motor/pump array |
US9347449B2 (en) * | 2012-10-30 | 2016-05-24 | Willis Dane | Submersible pump apparatus with multiple mechanical seals and multiple reservoirs to protect the motor from infiltration of undesired fluid |
CN104838146B (zh) | 2012-11-05 | 2018-05-01 | 流体处理有限责任公司 | 吸入扩散器 |
US9574562B2 (en) * | 2013-08-07 | 2017-02-21 | General Electric Company | System and apparatus for pumping a multiphase fluid |
US20160177684A1 (en) * | 2013-09-04 | 2016-06-23 | Halliburton Energy Services Inc. | Downhole compressor for charging an electrical submersible pump |
WO2015127410A2 (en) * | 2014-02-24 | 2015-08-27 | Ge Oil & Gas Esp, Inc. | Downhole wet gas compressor processor |
CA2863373C (en) * | 2014-09-12 | 2015-12-22 | Dalmatian Hunter Holdings Ltd. | Submersible disk-type pump for viscous and solids-laden fluids having helical inducer |
CN106761658B (zh) * | 2016-12-13 | 2023-09-29 | 神木富塬盛矿山支护材料有限公司 | 改进型高效气锚 |
US10337312B2 (en) | 2017-01-11 | 2019-07-02 | Saudi Arabian Oil Company | Electrical submersible pumping system with separator |
US10858925B2 (en) | 2017-08-30 | 2020-12-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Crossover system and apparatus for an electric submersible gas separator |
US10808516B2 (en) | 2017-08-30 | 2020-10-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Crossover system and apparatus for an electric submersible gas separator |
CN111577207B (zh) * | 2020-05-14 | 2022-06-10 | 大庆油田有限责任公司 | 一种水平气井用油管内螺旋排水工具 |
CN113605863B (zh) * | 2021-08-16 | 2023-01-24 | 南方海洋科学与工程广东省实验室(湛江) | 一种天然气水合物开采举升泵装置 |
US11920414B2 (en) * | 2021-08-23 | 2024-03-05 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole turbine for managed pressure drilling |
CN114737932A (zh) * | 2022-04-16 | 2022-07-12 | 江苏苏盐阀门机械有限公司 | 一种天然气井口采气装置 |
CN115341878B (zh) * | 2022-07-08 | 2024-05-28 | 温州大学 | 井下高含蜡产液冷输装置及方法 |
US11739774B1 (en) * | 2023-01-30 | 2023-08-29 | Vortex Pipe Systems LLC | Flow modifying device with performance enhancing vane structure |
Family Cites Families (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3143078A (en) * | 1962-03-14 | 1964-08-04 | Dresser Ind | Well pump |
US3291057A (en) * | 1964-11-12 | 1966-12-13 | Borg Warner | Gas separator for submersible pump |
US3438329A (en) * | 1967-06-13 | 1969-04-15 | Fairbanks Morse Inc | Multistage hydraulic pump having improved diffuser means |
US4676308A (en) * | 1985-11-22 | 1987-06-30 | Chevron Research Company | Down-hole gas anchor device |
US5951262A (en) * | 1997-04-18 | 1999-09-14 | Centriflow Llc | Mechanism for providing motive force and for pumping applications |
US6190141B1 (en) * | 1997-05-21 | 2001-02-20 | Baker Hughes Incorporated | Centrifugal pump with diluent injection ports |
US6896075B2 (en) * | 2002-10-11 | 2005-05-24 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods for drilling with casing |
US6807802B2 (en) * | 2001-02-09 | 2004-10-26 | The Regents Of The University Of California | Single rotor turbine |
GB2384274A (en) * | 2002-01-16 | 2003-07-23 | Corac Group Plc | Downhole compressor with electric motor and gas bearings |
US6705402B2 (en) * | 2002-04-17 | 2004-03-16 | Baker Hughes Incorporated | Gas separating intake for progressing cavity pumps |
US7044718B1 (en) * | 2003-07-08 | 2006-05-16 | The Regents Of The University Of California | Radial-radial single rotor turbine |
US7377313B2 (en) * | 2004-06-22 | 2008-05-27 | Baker Hughes Incorporated | Gas separator fluid crossover for well pump |
-
2005
- 2005-04-14 US US11/105,831 patent/US7445429B2/en active Active
-
2006
- 2006-04-13 CA CA002543460A patent/CA2543460C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-19 RU RU2006113143/06A patent/RU2409767C2/ru active
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CA2543460A1 (en) | 2006-10-14 |
US7445429B2 (en) | 2008-11-04 |
CA2543460C (en) | 2009-12-22 |
RU2409767C2 (ru) | 2011-01-20 |
US20060245945A1 (en) | 2006-11-02 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2006113143A (ru) | Способ откачки двухфазного скважинного флюида и устройство для его осуществления (варианты) | |
US8066077B2 (en) | Electrical submersible pump and gas compressor | |
CA2497929A1 (en) | Downhole separator and method | |
KR101367695B1 (ko) | 다단펌프를 이용한 마이크로 버블 발생장치 | |
US11421708B2 (en) | Refrigeration system mixed-flow compressor | |
CA2617657A1 (en) | Pressurized bearing system for submersible motor | |
DK2054622T3 (da) | Transportpumpe | |
EP0480501B1 (en) | Down hole pump with compressor | |
RU2368812C1 (ru) | Погружной мультифазный насос | |
WO2020236581A1 (en) | Refrigeration system mixed-flow compressor | |
GB2597952A8 (en) | Liquid blade pump | |
RU187737U1 (ru) | Газосепаратор-диспергатор для погружного центробежного электронасоса | |
RU2011127953A (ru) | Газосепаратор скважинного погружного насоса | |
RU74976U1 (ru) | Газостабилизирующий модуль центробежного насоса для добычи нефти | |
RU2523943C1 (ru) | Газосепаратор-диспергатор погружного насоса для добычи нефти | |
PL1660207T3 (pl) | Urządzenie do rozdzielania piany na udział cieczy i gazu | |
GB2255033A (en) | Gas separator | |
EP2092972A1 (en) | Compressor unit | |
RU2004102933A (ru) | Способ отделения газа от скважинной смеси и газосепаратор скважинного погружного насоса | |
CN106640692A (zh) | 一种带诱导轮的离心式压缩机 | |
RU2362910C1 (ru) | Центробежно-вихревая ступень | |
RU2241858C1 (ru) | Погружная насосная система | |
RU2333395C2 (ru) | Погружная насосная установка | |
US5032056A (en) | Fluid compressor | |
JP3764717B2 (ja) | 渦巻ポンプ |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE Effective date: 20160801 |