RU2156379C2 - Система для добычи текучей среды, преимущественно нефти и воды из глубоких подземных месторождений - Google Patents
Система для добычи текучей среды, преимущественно нефти и воды из глубоких подземных месторождений Download PDFInfo
- Publication number
- RU2156379C2 RU2156379C2 RU98101906/06A RU98101906A RU2156379C2 RU 2156379 C2 RU2156379 C2 RU 2156379C2 RU 98101906/06 A RU98101906/06 A RU 98101906/06A RU 98101906 A RU98101906 A RU 98101906A RU 2156379 C2 RU2156379 C2 RU 2156379C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pump
- gear
- column
- casing
- field
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 34
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims description 14
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title abstract 3
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 claims abstract description 16
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 3
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 16
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 11
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 10
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 9
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 5
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 5
- 238000013461 design Methods 0.000 description 4
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 3
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 239000012717 electrostatic precipitator Substances 0.000 description 2
- 238000007654 immersion Methods 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 238000013016 damping Methods 0.000 description 1
- 230000001066 destructive effect Effects 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 210000004907 gland Anatomy 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000013260 porous coordination network Substances 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 238000003466 welding Methods 0.000 description 1
- 230000003245 working effect Effects 0.000 description 1
Images
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
- F04D13/00—Pumping installations or systems
- F04D13/02—Units comprising pumps and their driving means
- F04D13/06—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven
- F04D13/08—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven for submerged use
- F04D13/10—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven for submerged use adapted for use in mining bore holes
-
- 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
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
- F04D13/00—Pumping installations or systems
- F04D13/02—Units comprising pumps and their driving means
- F04D13/021—Units comprising pumps and their driving means containing a coupling
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16H—GEARING
- F16H1/00—Toothed gearings for conveying rotary motion
- F16H1/02—Toothed gearings for conveying rotary motion without gears having orbital motion
- F16H1/20—Toothed gearings for conveying rotary motion without gears having orbital motion involving more than two intermeshing members
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
- Other Liquid Machine Or Engine Such As Wave Power Use (AREA)
- Centrifugal Separators (AREA)
Abstract
Система для добычи текучей среды, преимущественно для добычи нефти и воды из глубоких подземных месторождений, состоит из высокопродуктивного насоса, такого как высокопродуктивный центробежный насос, погруженный в месторождение, обсадной колонны, проходящей к месторождению от поверхности, источника энергии, создающего вращательное движение, и повышающего редуктора, который соединяет источник энергии и насос внутри обсадной колонны. Редуктор включает в себя зубчатую пару и колонну соединительных элементов, которая соединяет между собой источник энергии и редуктор для сообщения вращательного движения редуктору. Насос присоединен к редуктору для сообщения высокоскоростной энергии вращения насосу. Использование изобретения позволяет увеличить добычу текучей среды без значительного увеличения затрат, обеспечить высокий объем добычи и низкие потребности в обслуживании. 6 з.п. ф-лы, 7 ил.
Description
Изобретение относится к системе для добычи текучей среды, преимущественно нефти и воды, из глубоких подземных месторождений, обеспечивающей достижение высоких темпов выкачивания текучих сред из месторождений, залегающих на глубине 1000 футов (304,8 м) под поверхностью.
Настоящее изобретение предназначено исключительно для добычи нефти из подземных месторождений, главным образом тех, чья глубина залегания больше 1000 футов (304,8 м). В отличие от установок, используемых для добычи менее вязких текучих сред, например воды, для добычи нефти из относительно глубоких месторождений требуется значительно меньший диаметр обсадной колонны.
К примеру, в водяных насосных установках, благодаря использованию обсадной колонны диаметром 12 дюймов и больше, есть практическая возможность использовать высокооборотные насосы, которые имеют больший диаметр. Кроме того, поскольку подобные скважины относительно неглубоки, такие насосы легко приводить в движение с помощью наземного источника энергии. Причина в том, что ведущий вал, передающий усилие высокооборотному насосу, соответственно короче и необходимое количество подшипниковых опор не превышает разумных пределов. Очевидно, чем длиннее ведущий вал, тем больше необходимо подшипниковых опор, что приводит к увеличению расходов на установку и обслуживание.
Еще одно заметное различие между нефтяными и водяными скважинами состоит в том, что в нефтяных месторождениях неизбежно присутствует природный газ, который отсутствует в водных месторождениях. В нефтяных скважинах с этим справляются при помощи трубопровода, расположенного внутри обсадной колонны, который служит для снижения давления газов и их удаления. Принимая во внимание то, что обсадные колонны нефтяных скважин отличаются сравнительно малым диаметром, сельскохозяйственные и иные водяные насосные установки, имеющие 12 и более дюймов в диаметре, было бы чрезвычайно трудно использовать применительно к добыче нефти.
Механический подъем нефти из подземных месторождений является общепринятым, и более того, единственным средством удовлетворения мировой потребности в энергии углеводородов. Аппаратуру для решения этой важной задачи можно отнести к одному из пяти основных направлений или категорий: тяговое накачивание, газовый подъем, гидравлическое накачивание, электропогружное накачивание и поточно-камерное накачивание. Каждый тип имеет свои сильные и слабые стороны.
Тяговая насосная установка, самый распространенный тип оборудования для искусственного подъема, состоит из поршневого насоса, расположенного на глубине, где он погружен в месторождение через скважину. Принцип ее работы заключается в том, что глубинный насос приводится в движение колонной соединительных элементов в виде тяг, отходящей от него к наземному качающему агрегату. Эта система надежна, проста в обслуживании и хороша для большинства скважин. Однако она не слишком пригодна в применении к глубоким, загазованным и абразивным текучим средам, т.е. когда в месторождении присутствуют частицы песка, соли и т.п., а также имеет ограничения по скорости и глубине погружения, обусловленные предельным значением напряжения, которое может выдержать колонна соединительных элементов.
Еще одна проблема с подобными системами становится очевидной, когда колонна соединительных элементов ломается, что случается достаточно часто. Хотя, чтобы вынуть насос из нижней части скважины, отремонтировать или заменить колонну, а затем вернуть насос на прежнюю глубину, требуется много времени и сил, эксплуатационники регулярно этим занимаются, потому что другого выбора у них нет. Конечно, чем глубже скважина, тем длиннее колонна и тем больше на нее нагрузка, в то время, как она совершает возвратно-поступательное движение, чтобы приводить в движение насос. Неудивительно, что частота отказов таких длинных колонн значительно выше.
Существует и другая широко используемая система добычи текучей среды, которую принято называть газовым подъемом. Вдувание газа под высоким давлением в текучую среду, заполняющую трубу на глубине, приводит к облегчению столба текучей среды, в результате чего она вытекает на поверхность. Газоподъемные системы хорошо работают в применении к средним продуктивностям и средним глубинам. Они нечувствительны к загазованным и абразивным текучим средам, поскольку механически простое и недорогое оборудование обеспечивает их высокую надежность. Газовый подъем требует источника газа, он имеет низкую энергетическую эффективность, необходимость компрессии приводит к трудностям в запуске и управлении, а также система имеет ограниченные возможности в применении к низким продуктивностям.
В настоящее время для выработки глубоких скважин низкой и средней продуктивности предпочитают использовать систему, именуемую просто гидравлическим накачиванием. В типичном исполнении она состоит из глубинного поршневого насоса, который подключен к глубинному поршневому двигателю. Запуск двигателя осуществляется посредством гидравлической жидкости, впрыскиваемой под давлением через колонну труб, проходящую вниз к насосно-двигательному агрегату. Возвратно-поступательное движение двигателя приводит в движение насос, который поднимает жидкость из месторождения на поверхность.
Недостаток гидравлического накачивания состоит в том, что гидравлические насосы сложны в установке и управлении, плохо работают с абразивными и загазованными текучими средами. Для их работы требуются наземные насосы высокого давления, накопительное и очистительное оборудование для гидравлической текучей среды (обычно сырой нефти) и, по меньшей мере, две колонны труб.
Гидравлические струйные насосы используют то же самое наземное оборудование, и им требуются такие же трубы, как и вышеупомянутым гидравлическим насосным системам, но вместо насосно-двигательного агрегата там установлен струйный агрегат Вентури, который использует принцип Бернулли для того, чтобы, "подсасывать" добываемую текучую среду в струю гидравлической текучей среды, подаваемой через инжектор. Затем смесь гидравлической и добываемой текучей нефти вытекает на поверхность. Гидравлические струйные насосы хорошо работают с загазованными текучими средами, но имеют ограниченную глубину погружения и низкую энергетическую эффективность.
Более современный подход к разработке подземных месторождений стал доступен с началом коммерческого использования поточно-камерного насоса.
Поточно-камерный насос (ПКН) состоит из глубинного насоса Мойно, приводимого в движение посредством колонны соединительных элементов, приводимой во вращение наземным двигателем. ПКН хорошо приспособлены к добыче вязких, абразивных текучих сред. Наземное и глубинное оборудование просто и надежно, имеет высокую энергетическую эффективность. Поточно-камерные насосы удовлетворительно работают с газом, но система имеет ограничение по глубине и скорости и, если объем текучей среды, поступающей в насос, оказывается меньше, чем он способен поднять, происходит механическая поломка системы, и скважина становится "безнасосной".
Вышеприведенное описание имеет целью обеспечить практическое представление о разнообразии промышленных систем, которые использовались и продолжают использоваться в нефтедобывающих странах. Данное изобретение, однако, более специфично по своей сути, и потому предшествующий уровень техники более специфичен.
К примеру, в применении к высоким и очень высоким продуктивностям, т.е. свыше 1000 баррелей в день, в настоящее время существует только один общепринятый метод для большинства выработок - это электропогружное накачивание (ЭПН). Система ЭПН представляет собой многоступенчатый глубинный центробежный насос, непосредственно приводимый в движение глубинным электродвигателем.
Электрическая энергия подается к электродвигателю с поверхности по бронированному кабелю, прикрепленному хомутами к трубе. ЭПН работают в очень широком диапазоне интенсивностей и глубин накачивания, требуют минимального наземного оборудования (если есть возможность подключения к централизованному источнику энергии) и достаточно энергетически эффективны. Они не слишком хорошо работают с загазованными и абразивными текучими средами и достаточно нечувствительны к изменению скоростных возможностей установленного агрегата. Если на участке, где находится скважина, нет электроэнергии, требуется электрогенератор, приводимый в движение газовым или дизельным двигателем.
С другой стороны, для ЭПН характерно то, что они дорого стоят, сложны в обслуживании и эксплуатации, и при постоянных колебаниях цен на сырую нефть любая система, которая может быть рентабельной, приобретает огромную ценность. Главная причина высокой стоимости эксплуатации ЭПН заключается в погружном электродвигателе. Двигатель, который должен работать в горячей, солевой водной среде на высоких скоростях и под высоким напряжением, не может быть обычным двигателем, и потому его приобретение и ремонт весьма дороги. Кроме того, ЭПН весьма чувствительны к перепадам напряжения, не допускают переборов питания, имеют строгие температурные ограничения и являются слабым звеном этой, в остальных отношениях отличной, высокообъемной добывающей системы.
Если среда скважины содержит песок, абразив или коррозионные соли, трение в насосе существенно возрастает, и, соответственно, возрастает нагрузка на насос. Если в области скважины образуется скопление газа, что не является необычным для глубоких скважин, насосы и, в частности, насосы с положительным смещением, которые обыкновенно применяются, становятся совершенно неэффективными, и пропорционально этому растут расходы по их использованию.
Редукторная центробежная насосная система (РЦНС) сочетает в себе высокую подъемную способность ЭПН и простоту привода поточно-камерной насосной системы. В целом система состоит из электродвигателя и редуктора, находящихся на поверхности, который вращает колонну соединительных элементов, соединенную с агрегатом, состоящим из повышающего редуктора и погружного глубинного насоса. Необходимость наземного редуктора диктуется предельной частотой стабильного вращения колонны штанг. Практика работы с поточно-камерными насосами говорит о том, что частота вращения колонны соединительных элементов порядка 500 об/мин, это практически та максимальная частота, которую можно надежно поддерживать. Редуктор увеличивает входную частоту вращения колонны соединительных элементов с примерно 500 об/мин до 3000-3500 об/мин, необходимых для работы погружного насоса, который прикреплен к нижнему, выходному концу редуктора. Подлежащая добыче текучая среда поступает во входное отверстие центробежного насоса, течет вверх через ступени насоса и далее по трубе, обтекая редуктор, поступает на поверхность.
РЦНС в принципе подобна обычным сельскохозяйственным погружным насосам, которые также приводятся в движение наземным двигателем, вращающим вал, проходящий вниз к многоступенчатому глубинному насосу. В сельском хозяйстве глубинный редуктор не используется, поскольку двигатель, вал и насос вращаются с частотой порядка 1600 об/мин. Столь высокая частота вращения агрегата становится возможной благодаря наличию внутри колонны труб стабилизирующих подшипников, расположенных с интервалом в 10 футов, что практически невозможно для значительно более глубоких нефтяных скважин.
Вращаясь с частотой, не превышающей 1600 об/мин, сельскохозяйственный насос способен развивать достаточный напор на ступень, чтобы поднимать воду на несколько сотен футов, благодаря использованию насоса большого диаметра, что возможно из-за большого диаметра водяных скважин (напор или давление, развиваемое на каждой ступени, пропорционально диаметру ротора насоса). Поскольку для нефтяных скважин обычное значение внутреннего диаметра составляет от 6 до 8 дюймов, и нефтяные скважины обычно гораздо глубже водяных, для ЭПН обычное значение частоты вращения находится в диапазоне 3000-3500 об/мин для создания достаточного напора на ступень, чтобы свести количество ступеней к осуществимой цифре (напор на ступень также пропорционален квадрату частоты вращения). Даже на столь высоких оборотах ЭПН зачастую имеют более 200 ступеней, чтобы осуществлять подъем текучей среды с глубины в несколько тысяч футов.
Существует небольшое количество запатентованных и множество не запатентованных устройств в области создания высокопроизводительных насосных систем для глубоких скважин. Самым распространенным подходом до сих пор является использование глубинного насоса с положительным смещением, приводимого в движение колонной соединительных элементов, чье вращательное или возвратно-поступательное движение обеспечивается за счет наземного источника энергии.
Патент Ортиза N 3891031 относится к глубоким скважинам и уплотнению в обсадной колонне, которое позволило бы этой колонне стать частью добывающей системы.
Патент Джастиса N 4291588 предлагает систему для истощенных скважин, имеющих буровой диаметр порядка 4 дюймов. Этот специальный патент относится к понижающему редуктору, расположенному между электродвигателем и насосом с положительным смещением. Предполагается, что остальные составные части основной заявки относятся к системе в целом.
Патент Гаррисона N 4108023 относится к понижающему редуктору для использования в буровой установке, где буровой шлам способен обтекать редуктор, чтобы смазывать бур, не попадая в саму систему.
Патент Уэбера N 5209294 относится к поточно-камерному насосу. Такие насосы, однако, работают на скоростях от 300 до 1200 об/мин и их производительность не оптимальна в применении к глубоким скважинам. Подобный насос показан в патенте Камерона N 5,275,238, хотя по сути своей этот патент предназначен для иных устройств, чем насос сам по себе.
Установлено также наличие некоторых высокопродуктивных применений в области сельского хозяйства, развивающих скорость от 1200 до 1600 об/мин, и по обыкновению укомплектованных турбонасосом. Однако эти системы требуют, чтобы приводной вал, идущий к насосу, был заделан в подшипники, установленные между обсадной колонной и приводным валом, чтобы предотвратить повреждение приводного вала во время работы.
В авторском свидетельстве СССР N 80773, кл. F 04 D 13/10 от 16.07.1959 раскрыта система для добычи текучей среды, преимущественно для добычи нефти и воды из глубоких подземных месторождений, содержащая обсадную колонну, проходящую с поверхности над месторождением к самому месторождению, высокопроизводительный центробежный насос, погруженный в указанное месторождение и расположенный в обсадной колонне, источник энергии, создающий вращательное движение, размещенный на поверхности над месторождением, средство передачи энергии, размещенное в обсадной колонне и включающее повышающий редуктор, присоединенный к насосу для передачи ему вращательного движения и имеющий корпус и колонну соединительных элементов, обеспечивающих соединение источника энергии с редуктором для сообщения ему вращательного движения, причем насос представляет собой высокопроизводительный центробежный насос.
Эта система не обеспечивает достаточно эффективной добычи текучей среды при использовании центробежного насоса, имеющего скорость вращения 3000-3500 об/мин.
Техническим результатом настоящего изобретения является создание высокоэффективной надежной системы для добычи текучей среды, позволяющей использовать высокопроизводительные насосы, такие как многоступенчатый центробежный насос, при разработке глубоких подземных месторождений, увеличить добычу текучей среды без значительного увеличения затрат и обеспечить высокий объем и низкие потребности в обслуживании.
Этот технический результат достигается тем, что в системе для добычи текучей среды, преимущественно для добычи нефти и воды из глубоких подземных месторождений, содержащей обсадную колонну, проходящую с поверхности над месторождением к самому месторождению, высокопроизводительный центробежный насос, погруженный в указанное месторождение и расположенный в обсадной колонне, источник энергии, создающий вращательное движение, размещенный на поверхности над месторождением, средство передачи энергии, размещенное в обсадной колонне и включающее повышающий редуктор, присоединенный к насосу для передачи ему вращательного движения и имеющий корпус и колонну соединительных элементов, обеспечивающую соединение источника энергии с редуктором для сообщения ему вращательного движения, согласно изобретению корпус редуктора расположен внутри обсадной колонны между насосом и источником энергии.
Редуктор может состоять из большого зубчатого колеса и малого зубчатого колеса, зацепленного с большим зубчатым колесом, при этом большое и малое зубчатые колеса вместе образуют зубчатую пару, установленную на подшипниках в корпусе.
Редуктор может быть выполнен в виде планетарного редуктора, установленного на подшипниках в корпусе.
Целесообразно, чтобы система была снабжена трубчатым элементом, внутри которого расположена колонна соединительных элементов, и подшипниками, установленными между колонной соединительных элементов и трубчатым элементом для обеспечения подшипниковой опоры колонны соединительных элементов.
Возможно, чтобы корпус редуктора и насос были соединены между собой.
Желательно, чтобы насос был выполнен с возможностью работы на оптимальной скорости вращения свыше 3000 об/мин.
Система может быть выполнена обеспечивающей добычу текучей среды из подземного месторождения, залегающего на глубине более 1000 футов (более 304,8 м).
Ниже приводится более подробное описание изобретения со ссылками на чертежи.
Фиг. 1 представляет вид с частичным разрезом системы для добычи текучей среды из глубоких подземных месторождений, согласно настоящему изобретению, расположенной в скважине;
фиг. 2 представляет вид сбоку источника энергии, установленного в устье скважины для вращения колонны соединительных элементов;
фиг. 3 - редуктор, который может быть использован в системе согласно настоящему изобретению;
фиг. 4 - вид в разрезе части IV-IV на фиг. 3;
фиг. 5 - вид в разрезе части V-V на фиг. 3;
фиг. 6 - сечение редуктора по линии VI-VI на фиг. 3;
фиг. 7 - поперечное сечение фиг. 6 при замене зубчатой пары, изображенной на фиг. 6, на планетарный редуктор.
фиг. 2 представляет вид сбоку источника энергии, установленного в устье скважины для вращения колонны соединительных элементов;
фиг. 3 - редуктор, который может быть использован в системе согласно настоящему изобретению;
фиг. 4 - вид в разрезе части IV-IV на фиг. 3;
фиг. 5 - вид в разрезе части V-V на фиг. 3;
фиг. 6 - сечение редуктора по линии VI-VI на фиг. 3;
фиг. 7 - поперечное сечение фиг. 6 при замене зубчатой пары, изображенной на фиг. 6, на планетарный редуктор.
На фиг. 1 показана высокопроизводительная насосная система 10 для добычи текучей среды из глубоких подземных месторождений, сконструированная в соответствии с настоящим изобретением.
Система 1 собрана из нескольких частей, включая высокопроизводительный центробежный насос 2. Согласно изобретению в качестве насоса 2 выбран именно многоступенчатый насос, из-за его способности выкачивать относительно большой объем текучей среды под значительным напором, который обычно имеет место в условиях глубокой скважины.
Преимущество использования многоступенчатого центробежного насоса или любой другой подобной конструкции состоит в том, что он является высокопродуктивным откачивающим устройством. Однако, чтобы выкачивать столько, сколько может устройство, современным насосам такого типа требуется рабочая скорость до 3500 оборотов в минуту, тогда как наземный источник 3 энергии способен эффективно работать при 500 об/мин.
Чтобы передавать насосу 2 такое приводное усилие, которое необходимо для его эффективной работы, в скважину опускают высокоскоростной электродвигатель, соединенный с насосом или находящийся в непосредственной близости от него, и подают электроэнергию к двигателю источника, находящегося на поверхности.
Для такой конструкции характерна непомерно высокая первоначальная цена и соответственно высокая стоимость обслуживания, что никак не сочетается с колебаниями рынка и сводит на нет ту выгоду, что приносит использование высокопроизводительных насосов.
Недостатки систем, подобных вышеупомянутым электропогружным насосным системам, привели к необходимости поиска путей использования высокопроизводительных насосов в глубоких скважинах и к созданию настоящего изобретения, которое предполагает использование сравнительно недорогого и весьма доступного, простого в обслуживании наземного источника 3 энергии общеизвестной конструкции, который устанавливается в устье 4 скважины. Наземный источник 3 энергии необходим, чтобы вращать колонну 5 соединительных элементов, проходящую вниз по обсадной колонне 6, где в конце соединяется с одним из повышающих редукторов 7, который служит для приведения в действие насоса 2.
Колонна 5 соединительных элементов заключена в трубчатый элемент 8 по причинам, изложенным ниже.
При приведении в действие насоса 2 с поверхности для достижения требуемых скоростей возникают новые проблемы. В частности, крутящий момент, приложенный к колонне 5 соединительных элементов, которая обычно выполнена в виде последовательности секций, представляющих собой либо твердые стержни, либо трубки, скрепленные друг с другом, например, посредством сварки или другим общеизвестным способом, приводит к возникновению разрушающих сил, способных быстро привести в негодность такую колонну, когда обороты превышают 1000 об/мин.
В обычном случае элементы колонны 5 не являются динамически сбалансированными, и вращение с относительно высокой скоростью неизбежно вызывает вибрацию. Амплитуда вибрации может легко достичь той величины, при которой детали колонны 5, расположенной внутри обсадной колонны 6, приходят в соприкосновение с элементами обсадной колонны 6, что грозит разрушением обеих конструкций. Более того, крутящий момент, приложенный к колонне 5 соединительных элементов, возрастает с увеличением ее длины, в результате чего возникает опасность торсионного излома.
Настоящее изобретение разрешает эту дилемму, используя редуктор 7, расположенный между источником 3 энергии и насосом 2. Редуктор 7 предпочтительно устанавливают в непосредственной близости к насосу 2, его даже можно прикрепить к корпусу насоса 2, чтобы колонна 5 соединительных элементов была минимально подвержена воздействию вращения, сообщаемого ей источником энергии 3, и обеспечивала бы увеличение оборотов в отношении 1:3 и выше.
Во избежание опасности повреждения колонны 5 соединительных элементов источник 3 энергии, как показано на фиг. 2, использует электродвигатель, который может вращаться с любой скоростью, достаточной для передачи усилия, необходимого, чтобы вращать колонну 5. Источник 3 энергии снижает обороты двигателя (обычно 1600 об/мин) до той величины, при которой возможно устойчивое вращение колонны 5 соединительных элементов, около 500 об/мин.
Как показано, конец 10 колонны 5 соединительных элементов проходит вверх через корпус 9 сальника и выступает над ним. Шкив 11 закреплен на конце 10 колонны 5 и связан ремнями 12 с электродвигателем 13, также имеющим шкив 14, установленный на его ведущем валу 15. Хотя для этой цели может служить и редукторный привод, использование ремней приводит к определенному демпфирующему эффекту, что дает возможность продлить срок службы системы.
Шкивы 11 и 14 имеют такие размеры, чтобы осуществлять уменьшение скорости, для этого эффективный диаметр шкива 11 выполняется больше диаметра шкива 14. В данном случае редукция 2.5 к 1 выполнена затем, чтобы колонну 5 соединительных элементов можно было вращать с безопасной скоростью порядка 500 об/мин.
Для достижения максимальной эффективности насоса, погруженного в скважину, редуктор 7 должен увеличить скорость колонны 5 в несколько раз. Чтобы добиться этого, как показано на фиг. 3-6, используется повышающий редуктор, которым может служить зубчатая пара, изображенная на фиг. 3.
Редуктор 7 включает в себя корпус 16, который прикреплен к трубчатому элементу 8 и неподвижно подвешен на нем внутри скважины. Таким образом, корпус 16 является упругим элементом, от которого могут отталкиваться рабочие элементы внутри корпуса 16. Точнее, используется несколько трубчатых пар 17. Каждая зубчатая пара 17 состоит из большого зубчатого колеса 18 и зацепленного с ним малого зубчатого колеса 19. Зубчатое колесо 18 приводится в движение посредством одного или нескольких шарниров 20 постоянной скорости общеизвестной конструкции, чтобы обеспечить плавную и равномерную передачу энергии от колонны 5 соединительных элементов. Целостность системы в дальнейшем усиливается за счет муфты 21 безопасности, установленной на колонне 5 соединительных элементов прямо над редуктором, и подшипника 22, расположенного прямо под муфтой 21 безопасности. Такая конструкция обеспечивает правильную центровку редуктора и подавляет последствия дисбаланса в колонне 5 соединительных элементов, который мог бы способствовать вибрации.
Хотя на чертежах показан редуктор, выполненный в виде зубчатой пары 17, планетарный редуктор, показанный на фиг. 7, с тем же успехом может быть применен в данном изобретении. Такой редуктор мог бы устранить необходимость использования шарниров 20 постоянной скорости. В этом случае солнечное (центральное) зубчатое колесо 23 приводится в движение серией планетарных колес 24 и кольцевым зубчатым колесом 25. Согласно основной идее настоящего изобретения кольцевое зубчатое колесо 25 должно быть неподвижным, а планетарные колеса 24 должны вращаться и вращать солнечное колесо 23, чтобы увеличить обороты до величины, необходимой для оптимального выхода насоса.
Claims (7)
1. Система для добычи текучей среды, преимущественно для добычи нефти и воды из глубоких подземных месторождений, содержащая обсадную колонну, проходящую с поверхности над месторождением к самому месторождению, высокопроизводительный центробежный насос, погруженный в указанное месторождение и расположенный в обсадной колонне, источник энергии, создающий вращательное движение, размещенный на поверхности над месторождением, средство передачи энергии, размещенное в обсадной колонне и включающее повышающий редуктор, присоединенный к насосу для передачи ему вращательного движения и имеющий корпус и колонну соединительных элементов, обеспечивающую соединение источника энергии с редуктором для сообщения ему вращательного движения, отличающаяся тем, что корпус редуктора расположен внутри обсадной колонны между насосом и источником энергии.
2. Система по п.1, отличающаяся тем, что редуктор состоит из большого зубчатого колеса и малого зубчатого колеса, зацепленного с большим зубчатым колесом, при этом большое и малое зубчатые колеса вместе образуют зубчатую пару, установленную на подшипниках в корпусе.
3. Система по п.1, отличающаяся тем, что редуктор выполнен в виде планетарного редуктора, установленного на подшипниках в корпусе.
4. Система по п.1, отличающаяся тем, что она снабжена трубчатым элементом, внутри которого расположена колонна соединительных элементов, и подшипниками, установленными между колонной соединительных элементов и трубчатым элементом для обеспечения подшипниковой опоры колонны соединительных элементов.
5. Система по п.2 или 3, отличающаяся тем, что корпус редуктора и насос соединены между собой.
6. Способ по п.1, отличающаяся тем, что насос выполнен с возможностью работы на оптимальной скорости вращения свыше 3000 об/мин.
7. Способ по п. 1, отличающаяся тем, что она выполнена обеспечивающей добычу текучей среды из подземного месторождения, залегающего на глубине более 1000 футов (более 304,8 м).
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US08/498,376 US5573063A (en) | 1995-07-05 | 1995-07-05 | Deep well pumping apparatus |
US498,376 | 1995-07-05 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU98101906A RU98101906A (ru) | 2000-01-10 |
RU2156379C2 true RU2156379C2 (ru) | 2000-09-20 |
Family
ID=23980828
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU98101906/06A RU2156379C2 (ru) | 1995-07-05 | 1996-07-01 | Система для добычи текучей среды, преимущественно нефти и воды из глубоких подземных месторождений |
Country Status (13)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US5573063A (ru) |
EP (1) | EP0840835B1 (ru) |
CN (1) | CN1080364C (ru) |
AR (1) | AR002766A1 (ru) |
AT (1) | ATE253684T1 (ru) |
CA (1) | CA2226120C (ru) |
DE (1) | DE69630605T2 (ru) |
DZ (1) | DZ2063A1 (ru) |
MX (1) | MX9800086A (ru) |
RO (1) | RO117035B1 (ru) |
RU (1) | RU2156379C2 (ru) |
UA (1) | UA48188C2 (ru) |
WO (1) | WO1997002403A1 (ru) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2515585C2 (ru) * | 2009-06-19 | 2014-05-10 | Херриер Текнолоджиз, Инк. | Улучшенная скважинная система подачи |
RU171446U1 (ru) * | 2016-07-06 | 2017-06-01 | Общество с ограниченной ответственностью "ТатОйлПром" | Горизонтальная лопастная многоступенчатая насосная установка для перекачки жидкости |
RU176375U1 (ru) * | 2017-03-03 | 2018-01-17 | Общество с ограниченной ответственностью "ТатОйлПром" | Горизонтальная лопастная многоступенчатая насосная установка для перекачки жидкости |
Families Citing this family (24)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5749416A (en) * | 1995-04-10 | 1998-05-12 | Mono Pumps Limited | Downhole pump drive head assembly |
US5960886A (en) * | 1997-01-30 | 1999-10-05 | Weatherford International, Inc. | Deep well pumping apparatus |
AU6815798A (en) * | 1997-03-24 | 1998-10-20 | C-Fer Technologies Inc. | Rotary drive shaft for downhole pump |
DE19715278C2 (de) | 1997-04-12 | 1999-04-01 | Franz Morat Kg Elektro Feinmec | Getriebeeinheit |
US6054276A (en) * | 1998-02-23 | 2000-04-25 | Macevicz; Stephen C. | DNA restriction site mapping |
US6102828A (en) | 1998-06-03 | 2000-08-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electrohydraulic control unit |
US6117036A (en) * | 1999-07-29 | 2000-09-12 | New Venture Gear, Inc. | Split helical planetary gear assembly |
US6592490B2 (en) * | 2001-05-02 | 2003-07-15 | Baker Hughes Incorporated | Well pump gear box hydrodynamic washer |
US20050047944A1 (en) * | 2003-08-26 | 2005-03-03 | Howard William F. | Surface driven well pump |
US7044215B2 (en) * | 2004-05-28 | 2006-05-16 | New Horizon Exploration, Inc. | Apparatus and method for driving submerged pumps |
US20060056991A1 (en) * | 2004-09-10 | 2006-03-16 | Andy Lee | Transmission device for an air compressor |
CA2511371C (en) * | 2005-06-29 | 2019-04-30 | Pradeep Dass | Method of running a down hole rotary pump |
US8356634B2 (en) | 2009-07-21 | 2013-01-22 | Piranha Hose Products | System for controlling elongation of a conduit within which flowable material is conveyed |
GB2482861B (en) | 2010-07-30 | 2014-12-17 | Hivis Pumps As | Pump/motor assembly |
US8960273B2 (en) | 2011-10-27 | 2015-02-24 | Oilfield Equipment Development Center Limited | Artificial lift system for well production |
US9702232B2 (en) | 2013-03-14 | 2017-07-11 | Oilfield Equipment Development Center Limited | Rod driven centrifugal pumping system for adverse well production |
US20140290966A1 (en) * | 2013-03-27 | 2014-10-02 | William Bruce Morrow | Torsional Restraints For Downhole Transmissions |
CN105649576B (zh) * | 2014-11-10 | 2018-09-04 | 中国石油天然气股份有限公司 | 采油机构及具有其的采油系统 |
US20160341281A1 (en) * | 2015-05-18 | 2016-11-24 | Onesubsea Ip Uk Limited | Subsea gear train system |
BR112018067950A2 (pt) * | 2016-02-25 | 2019-01-15 | Advancing Pump Tech Corp | aparelho de bombeamento |
US10962015B2 (en) * | 2016-04-25 | 2021-03-30 | Saudi Arabian Oil Company | Methods and apparatus for providing ESP stage sequential engagement |
US10428628B2 (en) | 2017-05-19 | 2019-10-01 | Dalmation Hunter Holdings Ltd. | Surface-driven pumping system and method for recovering a fluid from a subsurface hydrocarbon deposit |
RU2746292C2 (ru) * | 2018-08-22 | 2021-04-12 | Ахсян Аглямович Фасхутдинов | Установка электропогружного шестеренного насоса |
CA3149300A1 (en) * | 2019-08-01 | 2021-02-04 | Chevron U.S.A. Inc. | High speed rotor dynamics centralizer |
Family Cites Families (13)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2157728A (en) * | 1937-11-22 | 1939-05-09 | Internat Derrick & Equipment C | Speed-up and speed-down for rotaries |
US3677665A (en) * | 1971-05-07 | 1972-07-18 | Husky Oil Ltd | Submersible pump assembly |
US3734637A (en) * | 1971-05-13 | 1973-05-22 | Sundstrand Corp | Centrifugal pump |
US3891031A (en) | 1974-02-04 | 1975-06-24 | Carlos Mayer Ortiz | Sealing means for deep-well |
SE7603757L (sv) | 1975-04-16 | 1976-10-17 | Empire Oil Tool Co | Vexelsystem |
US4291588A (en) | 1976-12-06 | 1981-09-29 | Camact Pump Corp. | Transmission |
US4066123A (en) * | 1976-12-23 | 1978-01-03 | Standard Oil Company (Indiana) | Hydraulic pumping unit with a variable speed triplex pump |
US4475872A (en) * | 1982-09-28 | 1984-10-09 | Robbins & Myers, Inc. | Water pump and gear box therefor |
US4928771A (en) * | 1989-07-25 | 1990-05-29 | Baker Hughes Incorporated | Cable suspended pumping system |
GB2237312B (en) | 1989-10-28 | 1993-04-14 | Antony Duncan Cameron | Downhole pump assembly |
CA2049502C (en) | 1991-08-19 | 1994-03-29 | James L. Weber | Rotor placer for progressive cavity pump |
FR2696792B1 (fr) * | 1992-10-13 | 1994-12-09 | Inst Francais Du Petrole | Système de pompage comportant une pompe volumétrique à grand débit. |
CA2100433C (en) * | 1993-07-13 | 1999-05-04 | Robert A. R. Mills | Drive head for rotary down hole pump |
-
1995
- 1995-07-05 US US08/498,376 patent/US5573063A/en not_active Expired - Lifetime
-
1996
- 1996-01-07 UA UA98020612A patent/UA48188C2/ru unknown
- 1996-07-01 AT AT96923681T patent/ATE253684T1/de not_active IP Right Cessation
- 1996-07-01 CA CA002226120A patent/CA2226120C/en not_active Expired - Lifetime
- 1996-07-01 RU RU98101906/06A patent/RU2156379C2/ru active
- 1996-07-01 EP EP96923681A patent/EP0840835B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1996-07-01 RO RO98-00004A patent/RO117035B1/ro unknown
- 1996-07-01 WO PCT/US1996/011358 patent/WO1997002403A1/en active IP Right Grant
- 1996-07-01 DE DE69630605T patent/DE69630605T2/de not_active Expired - Lifetime
- 1996-07-01 CN CN96196750A patent/CN1080364C/zh not_active Expired - Lifetime
- 1996-07-03 DZ DZ960107A patent/DZ2063A1/fr active
- 1996-07-05 AR ARP960103472A patent/AR002766A1/es unknown
-
1998
- 1998-01-07 MX MX9800086A patent/MX9800086A/es unknown
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2515585C2 (ru) * | 2009-06-19 | 2014-05-10 | Херриер Текнолоджиз, Инк. | Улучшенная скважинная система подачи |
RU171446U1 (ru) * | 2016-07-06 | 2017-06-01 | Общество с ограниченной ответственностью "ТатОйлПром" | Горизонтальная лопастная многоступенчатая насосная установка для перекачки жидкости |
RU176375U1 (ru) * | 2017-03-03 | 2018-01-17 | Общество с ограниченной ответственностью "ТатОйлПром" | Горизонтальная лопастная многоступенчатая насосная установка для перекачки жидкости |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
DE69630605T2 (de) | 2004-09-23 |
CN1080364C (zh) | 2002-03-06 |
CA2226120A1 (en) | 1997-01-23 |
US5573063A (en) | 1996-11-12 |
CN1195388A (zh) | 1998-10-07 |
UA48188C2 (ru) | 2002-08-15 |
ATE253684T1 (de) | 2003-11-15 |
DE69630605D1 (de) | 2003-12-11 |
EP0840835B1 (en) | 2003-11-05 |
WO1997002403A1 (en) | 1997-01-23 |
RO117035B1 (ro) | 2001-09-28 |
DZ2063A1 (fr) | 2002-10-22 |
CA2226120C (en) | 2004-10-05 |
EP0840835A1 (en) | 1998-05-13 |
MX9800086A (es) | 1998-11-30 |
EP0840835A4 (en) | 2000-01-19 |
AR002766A1 (es) | 1998-04-29 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2156379C2 (ru) | Система для добычи текучей среды, преимущественно нефти и воды из глубоких подземных месторождений | |
US5960886A (en) | Deep well pumping apparatus | |
US10378322B2 (en) | Prevention of gas accumulation above ESP intake with inverted shroud | |
US6413065B1 (en) | Modular downhole multiphase pump | |
GB2501352A (en) | Pump with multiple motors and impellers mounted eccentrically within overall casing | |
CN1602387A (zh) | 井下油井泵 | |
US6092599A (en) | Downhole oil and water separation system and method | |
CA2149591A1 (en) | Method and Apparatus for Downhole Sand Clean-Out Operations in the Petroleum Industry | |
CA2877392C (en) | Gas restrictor for a horizontally oriented submersible well pump | |
WO2001016459A1 (en) | Chemical injector for oil well treatment | |
US8638004B2 (en) | Apparatus and method for producing electric power from injection of water into a downhole formation | |
Cholet | Progressing cavity pumps | |
RU2673477C2 (ru) | Система винтового насоса с гидромуфтой | |
CN105074121B (zh) | 具有用于提取碳氢化合物的底部安装的螺杆电机的人工升降系统 | |
WO1999015755A2 (en) | Dual injection and lifting system | |
Goswami et al. | Artificial lift to boost oil production | |
RU2284410C2 (ru) | Скважинная насосная установка для добычи нефти и закачки воды в пласт | |
RU2321740C2 (ru) | Способ и устройство для тестирования скважины с помощью погружного насосного оборудования | |
CA2282231C (en) | Modular downhole multiphase pump | |
CN2861555Y (zh) | 地面驱动双螺杆泵采油装置 | |
WO2018175718A1 (en) | Prevention of gas accumulation above esp intake | |
SA96170332B1 (ar) | جهاز ضخ يستخدم في بئر عميق | |
RU6850U1 (ru) | Погружной насосный агрегат | |
SU1610083A1 (ru) | Скважинна насосна установка | |
RU125245U1 (ru) | Буровой насосный агрегат (варианты) |