RU2374497C1 - Submerged pump unit to pump out gas-fluid mixes - Google Patents
Submerged pump unit to pump out gas-fluid mixes Download PDFInfo
- Publication number
- RU2374497C1 RU2374497C1 RU2008108327/06A RU2008108327A RU2374497C1 RU 2374497 C1 RU2374497 C1 RU 2374497C1 RU 2008108327/06 A RU2008108327/06 A RU 2008108327/06A RU 2008108327 A RU2008108327 A RU 2008108327A RU 2374497 C1 RU2374497 C1 RU 2374497C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pump
- group
- gas
- stages
- pumping
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области машиностроения, а именно к конструкциям погружных насосных агрегатов для откачки газожидкостной смеси, и может быть использовано в скважинных погружных насосных агрегатах с погружным центробежным многоступенчатым насосом, приводимым в действие от погружного электродвигателя, для откачки из скважин пластовых жидкостей с попутным газом.The invention relates to the field of mechanical engineering, namely, to designs of submersible pumping units for pumping a gas-liquid mixture, and can be used in well submersible pumping units with a submersible centrifugal multistage pump, driven by a submersible electric motor, for pumping formation fluids with associated gas from wells.
Известен погружной насосный агрегат для откачки газожидкостной смеси, содержащий погружной центробежный многоступенчатый насос и газосепаратор с диспергирующими ступенями (патент Российской Федерации №2243416, кл. F04D 13/10, Е21В 43/38, опубл. 27.12.2004). Газосепаратор содержит вал и размещенные в корпусе шнек, кавернообразующее лопастное колесо, сепарационный барабан с ребрами, линию отвода отсепарированного газа в затрубное пространство и линию отвода газожидкостной смеси с меньшим газосодержанием в погружной насос. К линии отвода газожидкостной смеси с меньшим газосодержанием в погружной насос подключены диспергирующие ступени, состоящие из неподвижных направляющих аппаратов и установленных на валу крыльчаток. Применение газосепаратора с диспергирующими ступенями обеспечивает возможность надежной, без срыва подачи насоса, откачки из высокодебитных скважин пластовой жидкости с высоким газосодержанием. Однако применение такого сепаратора связано с дополнительными расходами на обустройство скважины и дополнительные компоненты, которые могут отказать в работе, так как они являются сложными по конструкции, технологии изготовления и применяемым материалам. К тому же в некоторых нефтедобывающих системах из-за нагнетания в пласт воды, газа или растворов полимеров в целях повышения отдачи пластов объемное процентное содержание газа в откачиваемой жидкости на протяжении срока эксплуатации насоса может изменяться в широких пределах, что снижает экономическую целесообразность применения газосепаратора с диспергирующими ступенями.Known submersible pumping unit for pumping a gas-liquid mixture containing a submersible centrifugal multistage pump and a gas separator with dispersing steps (patent of the Russian Federation No. 2243416, CL F04D 13/10, EV 43/38, publ. 27.12.2004). The gas separator contains a shaft and a screw located in the housing, a cover-forming impeller, a separation drum with ribs, a separator gas discharge line to the annulus and a gas-liquid mixture discharge line with lower gas content to the submersible pump. Dispersion stages are connected to the discharge line of the gas-liquid mixture with lower gas content in the submersible pump, consisting of fixed guide vanes and impellers mounted on the shaft. The use of a gas separator with dispersing steps provides the possibility of reliable, without disrupting the pump, pumping of high-gas-containing formation fluids from high-rate wells. However, the use of such a separator is associated with additional costs for the arrangement of the well and additional components that may fail to work, as they are complex in design, manufacturing technology and materials used. In addition, in some oil production systems, due to the injection of water, gas or polymer solutions into the formation in order to increase the recovery of the formation, the volumetric percentage of gas in the pumped liquid can vary widely over the life of the pump, which reduces the economic feasibility of using a dispersing gas separator steps.
Известен погружной насосный агрегат для откачки газожидкостной смеси, а именно для добычи пластовой жидкости из скважин с дебитом менее 30 м3/сут, содержащий погружной центробежный многоступенчатый насос и входное устройство, установленное перед нижней секцией насоса (патент Российской Федерации №2224877, кл. Е21В 43/00, опубл. 20.09.2003). Входное устройство выполнено в виде диспергатора, обеспечивающего формирование газожидкостной смеси с однородной структурой путем перемешивания газа с жидкостью при поступлении на прием диспергатора пластовой жидкости в объеме, не превышающем дебит скважины, и газа в объеме, составляющем от 25 до 100% от объема поступающей жидкости. В другом варианте исполнения, для случая, когда на приеме входного устройства содержание свободного газа составляет более 100% от объема поступающей пластовой жидкости, в качестве входного устройства используется газосепаратор-диспергатор. Этот известный насосный агрегат, хотя он и позволяет добиться эффективной работы без срыва потока при высоком процентном содержании газа в пластовой жидкости, имеет те же недостатки, что и описанный выше известный погружной насосный агрегат, а именно: усложнение насосного агрегата введением дополнительного, к центробежному насосу, входного устройства, выполненного в виде диспергатора или газосепаратора-диспергатора, то есть снижение надежности, дополнительные расходы; экономическая неоправданность использования этого дополнительного входного устройства в течение всего срока эксплуатации; к тому же такой насосный агрегат не является универсальным в плане охвата в одном конструктивном варианте исполнения всего ожидаемого диапазона процентного содержания свободного газа в пластовой жидкости, поступающей на вход насосного агрегата.Known submersible pumping unit for pumping a gas-liquid mixture, namely for producing formation fluid from wells with a flow rate of less than 30 m 3 / day, containing a submersible centrifugal multistage pump and an inlet device installed in front of the lower pump section (patent of the Russian Federation No. 2224877, class E21B 43/00, published on September 20, 2003). The input device is made in the form of a dispersant, which ensures the formation of a gas-liquid mixture with a homogeneous structure by mixing gas with liquid upon receipt of a reservoir fluid in a disperser in a volume not exceeding the well flow rate and gas in a volume of 25 to 100% of the volume of the incoming fluid. In another embodiment, for the case when the free gas content at the inlet intake is more than 100% of the volume of incoming formation fluid, a gas separator-dispersant is used as an input device. This known pump unit, although it allows you to achieve efficient operation without stalling at a high percentage of gas in the reservoir fluid, has the same disadvantages as the above-described known submersible pump unit, namely: the complication of the pump unit by introducing an additional centrifugal pump , an input device made in the form of a dispersant or a gas separator-dispersant, that is, a decrease in reliability, additional costs; economic unjustified use of this additional input device during the entire period of operation; Moreover, such a pump unit is not universal in terms of coverage in one design embodiment of the entire expected range of the percentage of free gas in the reservoir fluid entering the inlet of the pump unit.
Наиболее близким аналогом заявляемого погружного насосного агрегата является погружной насосный агрегат для откачки газожидкостной смеси, содержащий погружной центробежный многоступенчатый насос, включающий по меньшей мере две группы насосных ступеней, последовательно установленных на валу насоса (А.А.Богданов. ”Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти”. М.: ”Недра”, 1968, с.20, 21, 40, 41). Каждая насосная ступень содержит рабочее колесо, снабженное верхним и нижним дисками и установленными между дисками лопастями, и направляющий аппарат. При этом вход первой группы насосных ступеней соединен с входом насоса и вход каждой последующей, в направлении потока газожидкостной смеси, группы насосных ступеней соединен с выходом смежной с ней предыдущей группы насосных ступеней. Во всех группах насосных ступеней рабочие колеса выполнены с одинаковой высотой лопастей, измеренной вдоль оси вала насоса.The closest analogue of the inventive submersible pumping unit is a submersible pumping unit for pumping a gas-liquid mixture containing a multi-stage submersible centrifugal pump, comprising at least two groups of pumping stages mounted in series on the pump shaft (A.A. Bogdanov. ”Submersible centrifugal electric pumps for oil production ". M.:" Nedra ", 1968, p.20, 21, 40, 41). Each pump stage contains an impeller equipped with upper and lower disks and vanes installed between the disks, and a guide apparatus. In this case, the input of the first group of pump stages is connected to the pump inlet and the input of each subsequent, in the direction of gas-liquid mixture flow, group of pump stages is connected to the output of the previous group of pump stages adjacent to it. In all groups of pump stages, the impellers are made with the same height of the blades, measured along the axis of the pump shaft.
Преимуществом погружного насосного агрегата, выбранного в качестве наиболее близкого аналога заявляемого погружного насосного агрегата, по сравнению с вышеописанными известными погружными насосными агрегатами, является более простая и менее дорогостоящая конструкция ввиду отсутствия дополнительного входного устройства для газосепарации и (или) диспергации перед входом погружного центробежного насоса. Пластовая жидкость и попутный газ поступают из ствола скважины непосредственно на прием погружного центробежного насоса.The advantage of a submersible pump unit, selected as the closest analogue of the inventive submersible pump unit, in comparison with the above-described known submersible pump units, is a simpler and less expensive design due to the lack of an additional input device for gas separation and (or) dispersion in front of the inlet of a submersible centrifugal pump. Formation fluid and associated gas from the wellbore directly to the reception of a submersible centrifugal pump.
Недостатком известного насосного агрегата, выбранного в качестве наиболее близкого аналога заявляемого технического решения, является низкая надежность работы насосного агрегата при высоком процентном содержании газа в откачиваемой газожидкостной смеси из-за срывов подачи насоса под влиянием образующихся ”газовых пробок”. Кроме того, сравнительно высокое процентное содержание свободного газа в перекачиваемой насосом газожидкостной смеси приводит к снижению давления, а значит, и напора, на выходе каждой из насосных ступеней, следовательно, к снижению напора всего насосного агрегата. Для поддержания требуемого напора требуется увеличение количества насосных ступеней, что влечет за собой увеличение габаритных размеров погружного насосного агрегата, повышение стоимости его изготовления.A disadvantage of the known pump unit, selected as the closest analogue of the claimed technical solution, is the low reliability of the pump unit with a high percentage of gas in the pumped gas-liquid mixture due to interruptions in the pump supply under the influence of the resulting "gas plugs". In addition, the relatively high percentage of free gas in the gas-liquid mixture pumped by the pump leads to a decrease in pressure, and hence pressure, at the outlet of each of the pump stages, therefore, a decrease in the pressure of the entire pump unit. To maintain the required pressure, an increase in the number of pump stages is required, which entails an increase in the overall dimensions of the submersible pump unit, an increase in the cost of its manufacture.
В основу изобретения поставлена задача создания погружного насосного агрегата для откачки газожидкостной смеси, в котором за счет изменения соотношения размеров конструктивных элементов рабочих колес смежных групп насосных ступеней при поддержании на выходе каждой из групп насосных ступеней давления на уровне не ниже определенного давления достигается повышение надежности работы погружного насосного агрегата при откачке газожидкостных смесей с высоким процентным содержанием газа.The basis of the invention is the task of creating a submersible pumping unit for pumping a gas-liquid mixture, in which, by changing the ratio of the structural elements of the impellers of adjacent groups of pump stages while maintaining the output of each of the groups of pump stages of pressure at a level not lower than a certain pressure, an increase in the reliability of submersible operation pump unit for pumping gas-liquid mixtures with a high percentage of gas.
Поставленная задача решается тем, что в погружном насосном агрегате для откачки газожидкостной смеси, содержащем погружной центробежный многоступенчатый насос, включающий по меньшей мере две группы насосных ступеней, последовательно установленных на валу насоса и содержащих каждая рабочее колесо, снабженное верхним и нижним дисками и установленными между дисками лопастями, и направляющий аппарат, причем вход первой группы насосных ступеней соединен с входом насоса и вход каждой последующей, в направлении потока газожидкостной смеси, группы насосных ступеней соединен с выходом смежной с ней предыдущей группы насосных ступеней, согласно изобретению в каждых двух смежных группах насосных ступеней в той группе насосных ступеней, которая расположена ниже по потоку газожидкостной смеси, лопасти рабочих колес выполнены меньше по высоте в 1,4-1,7 раза, чем лопасти рабочих колес в смежной с ней группе насосных ступеней, расположенной выше по потоку газожидкостной смеси, при давлении на выходе каждой группы насосных ступеней при откачке воды не ниже 3 МПа.The problem is solved in that in a submersible pumping unit for pumping a gas-liquid mixture containing a submersible centrifugal multistage pump, comprising at least two groups of pumping stages, sequentially mounted on the pump shaft and containing each impeller, equipped with upper and lower disks and installed between the disks blades, and a guiding apparatus, the inlet of the first group of pumping stages connected to the inlet of the pump and the inlet of each subsequent one, in the direction of flow of the gas-liquid mixture, groups of pump stages is connected to the output of the previous group of pump stages adjacent to it, according to the invention, in every two adjacent groups of pump stages in the group of pump stages, which is located downstream of the gas-liquid mixture, the impeller blades are made 1.4-1 less in height 7 times than the impeller blades in the adjacent group of pump stages, located upstream of the gas-liquid mixture, at the outlet pressure of each group of pump stages when pumping water at least 3 MPa.
Кроме того, согласно изобретению по меньшей мере в первой группе насосных ступеней в верхнем диске каждого из рабочих колес между лопастями выполнены ориентированные вдоль оси вала насоса сквозные отверстия на радиальном удалении от оси вала насоса не более 0,7 радиуса верхнего диска.In addition, according to the invention, at least in the first group of pump stages in the upper disk of each of the impellers between the blades, through holes oriented along the axis of the pump shaft are made at a radial distance from the pump shaft axis of not more than 0.7 of the radius of the upper disk.
К тому же по меньшей мере в первой группе насосных ступеней в каждой лопасти каждого из рабочих колес выполнено по меньшей мере одно сквозное отверстие, ориентированное поперечно оси вала насоса.In addition, at least in the first group of pump stages in each blade of each of the impellers there is made at least one through hole oriented transverse to the axis of the pump shaft.
Благодаря тому что в каждых двух смежных группах насосных ступеней в той группе насосных ступеней, которая расположена ниже по потоку газожидкостной смеси, лопасти рабочих колес выполнены меньше по высоте, чем в смежной с ней группе насосных ступеней, расположенной выше по потоку газожидкостной смеси, достигается уменьшение величины объемного расхода перекачиваемой насосом газожидкостной смеси на выходах рабочих колес каждой последующей, в направлении потока, группы насосных ступеней по отношению к величине объемного расхода газожидкостной смеси на выходах рабочих колес смежной с ней предыдущей группы насосных ступеней за счет уменьшения общей площади проходного сечения на выходах рабочих колес из-за уменьшения высоты лопастей рабочих колес. Постепенное уменьшение объемного расхода, то есть величины подачи насосных ступеней, при переходе от одной группы насосных ступеней к другой, следующей за ней, в направлении потока, вызывает уменьшение объема отдельных газовых пузырей и уменьшение объемного процентного содержания газовой фракции в перекачиваемой насосом газожидкостной смеси, что снижает вероятность образования газовых пробок, вызывающих срыв подачи насоса. Авторами изобретения экспериментальным путем установлено, что оптимальные величины производительности насосного агрегата, то есть его подачи, напора, кпд и потребляемой мощности, при отсутствии срывов подачи насосного агрегата достигаются в том случае, если в насосных ступенях каждой последующей, в направлении потока газожидкостной смеси, группе насосных ступеней лопасти рабочих колес выполнены в 1,4-1,7 меньшей высоты, чем в смежной предыдущей группе насосных ступеней, при величине давления на выходе каждой группы насосных ступеней не ниже 3 МПа, при откачке воды.Due to the fact that in each two adjacent groups of pump stages in the group of pump stages that is located downstream of the gas-liquid mixture, the impeller blades are made smaller in height than in the adjacent group of pump stages located upstream of the gas-liquid mixture, a reduction is achieved the volumetric flow rate of the gas-liquid mixture pumped by the pump at the outputs of the impellers of each subsequent, in the direction of flow, group of pump stages in relation to the volumetric flow rate of the gas-liquid ostnoy mixture at the outputs of the impellers of the previous group of pumping stages adjacent thereto by reducing the total area of flow section on the outputs of the impellers due to reducing the height of the blades of the impellers. A gradual decrease in the volumetric flow rate, i.e., the supply rate of the pumping stages, when moving from one group of pumping stages to another, following it, in the direction of flow, causes a decrease in the volume of individual gas bubbles and a decrease in the volume percentage of the gas fraction in the gas-liquid mixture pumped by the pump, which reduces the likelihood of gas plugs causing a pump outage. The authors of the invention experimentally established that the optimal values of the productivity of the pumping unit, that is, its supply, pressure, efficiency and power consumption, in the absence of disruptions in the supply of the pumping unit are achieved if, in the pump stages of each subsequent, in the direction of flow of the gas-liquid mixture, group the pump stages of the impeller blades are made in 1.4-1.7 lower heights than in the adjacent previous group of pump stages, with the pressure at the outlet of each group of pump stages not below 3 MPa, when pumping water.
Кроме того, согласно изобретению выполнение по меньшей мере в первой группе насосных ступеней в верхнем диске каждого из рабочих колес между лопастями сквозных отверстий, ориентированных вдоль вала насоса и расположенных на радиальном удалении от оси вала насоса не более 0,7 радиуса верхнего диска рабочего колеса, обеспечивает диспергирование газовых пузырей в области под верхними дисками, где они сосредотачиваются, что способствует уменьшению вероятности образования газовых пробок.In addition, according to the invention, the implementation of at least the first group of pump stages in the upper disk of each of the impellers between the blades of the through holes oriented along the pump shaft and located at a radial distance from the axis of the pump shaft not more than 0.7 radius of the upper impeller disk, provides dispersion of gas bubbles in the area under the upper disks, where they are concentrated, which reduces the likelihood of gas congestion.
Диспергирование газовой фракции может быть также обеспечено с помощью расположенных поперечно оси вала насоса сквозных отверстий в лопастях рабочих колес по меньшей мере в первой группе насосных ступеней, где газовые пузыри наиболее крупные. Под действием развиваемого лопастями давления в поперечном относительно вала насоса направлении происходит деление газовых пузырей с помощью этих отверстий.The dispersion of the gas fraction can also be achieved using through holes located transversely to the axis of the pump shaft in the impeller vanes in at least the first group of pump stages, where the gas bubbles are the largest. Under the action of the pressure developed by the blades in the transverse direction relative to the pump shaft, gas bubbles are divided using these holes.
В вариантах исполнения с выполнением в рабочих колесах по меньшей мере первой группы насосных ступеней сквозных отверстий для диспергирования газовой фракции и в верхних дисках и в лопастях повышает эффективность диспергирования газовой фракции.In embodiments with at least the first group of pump stages having through holes for dispersing the gas fraction in the impellers and in the upper disks and blades, the dispersion efficiency of the gas fraction is increased.
Таким образом, техническим результатом, достигаемым согласно изобретению, является повышение надежности работы погружного насосного агрегата для откачивания газожидкостной смеси путем предотвращения срывов подачи насоса под действием газовых пробок при высоком объемном процентном содержании свободного газа в откачиваемой газожидкостной смеси.Thus, the technical result achieved according to the invention is to increase the reliability of the submersible pumping unit for pumping out the gas-liquid mixture by preventing disruption of the pump supply under the action of gas plugs at a high volume percent free gas in the pumped gas-liquid mixture.
Сущность изобретения поясняется конкретным примером его осуществления и чертежами, на которых:The invention is illustrated by a specific example of its implementation and the drawings, in which:
фиг.1 - общий вид погружного насосного агрегата согласно изобретению, продольный разрез вдоль оси вала;figure 1 is a General view of a submersible pump unit according to the invention, a longitudinal section along the axis of the shaft;
фиг.2 - рабочее колесо центробежного насоса, вид в разрезе вдоль оси вала;figure 2 - the impeller of a centrifugal pump, a sectional view along the axis of the shaft;
фиг.3 - рабочее колесо центробежного насоса, вид в разрезе по А-А на фиг.2.figure 3 - impeller of a centrifugal pump, a sectional view along aa in figure 2.
Погружной насосный агрегат для откачки газожидкостной смеси (фиг.1), например погружной насосный агрегат скважинного типа для откачки водонефтегазовой смеси из нефтяных скважин, содержит погружной центробежный многоступенчатый насос 1 и погружной электродвигатель 2, расположенный ниже насоса 1. К погружному электродвигателю 2 питающая мощность подводится по силовому кабелю (не показан), проложенному вдоль насоса 1. Насос 1 содержит корпус 3 и группы 4, 5, 6 насосных ступеней 7, расположенные внутри корпуса 3 насоса 1 последовательно на валу 8 насоса. Вход насоса 1 образован входными отверстиями 9, выполненными в нижней части корпуса 3. Выход насоса 1 образован выходным каналом 10 в верхней части корпуса 3, сообщающимся с полостью насосно-компрессорной трубы (не показана). Вход 11 группы 4 насосных ступеней, представляющей собой первую от входа насоса 1 группу насосных ступеней, соединен с входными отверстиями 9 насоса 1. Вход 12 группы 5 насосных ступеней соединен с выходом 13 группы 4 насосных ступеней. Вход 14 группы 6 насосных ступеней соединен с выходом 15 группы 5 насосных ступеней.A submersible pumping unit for pumping a gas-liquid mixture (FIG. 1), for example, a submersible pumping unit of a borehole type for pumping a water-oil mixture from oil wells, comprises a submersible centrifugal multistage pump 1 and a submersible motor 2 located below pump 1. A power supply is supplied to the submersible motor 2 along a power cable (not shown) laid along pump 1. Pump 1 comprises a housing 3 and groups 4, 5, 6 of pump stages 7 located inside the housing 3 of the pump 1 in series on the shaft 8 on wasp. The inlet of the pump 1 is formed by inlets 9 made in the lower part of the housing 3. The outlet of the pump 1 is formed by the outlet channel 10 in the upper part of the housing 3, which communicates with the cavity of the tubing (not shown). The input 11 of group 4 of pump stages, which is the first group of pump stages from the pump inlet 1, is connected to the inlet openings 9 of pump 1. The input 12 of group 5 of pump stages is connected to the output 13 of group 4 of pump stages. The input 14 of the group 6 pump stages is connected to the output 15 of the group 5 pump stages.
В группах 4, 5, 6 насосных ступеней каждая насосная ступень 7 содержит рабочее колесо 16 и направляющий аппарат 17. Как видно из фиг.2, рабочее колесо 16 имеет закрытое исполнение и содержит верхний диск 18, нижний диск 19 и лопасти 20, расположенные между дисками 18, 19. Дисками 18, 19 и лопастями 20 ограничены проточные камеры 21. Как видно из фиг.2, 3, диаметр рабочего колеса 16 равен D, а каждая лопасть 20 имеет толщину S, высоту h и наклонена под углом β.In groups 4, 5, 6 of the pump stages, each pump stage 7 contains an impeller 16 and a guide apparatus 17. As can be seen from figure 2, the impeller 16 has a closed design and contains an
В группе 5 насосных ступеней лопасти 20 рабочих колес 16 выполнены меньше по высоте h в 1,4-1,7 раза, чем лопасти 20 рабочих колес 16 в смежной с ней группе 4 насосных ступеней. В группе 6 насосных ступеней лопасти 20 рабочих колес 16 выполнены меньше по высоте h в 1,4-1,7 раза, чем лопасти 20 рабочих колес 16 в смежной с ней группе 5 насосных ступеней. В группе 4 насосных ступеней высота h лопастей 20 рабочих колес 16 выбрана достаточно большой из соображений возможности забора из скважины максимально возможного количества окружающей жидкости при отсутствии образования газовых пробок в рабочих колесах 16, то есть исходя из соображений обеспечения высокой производительности насоса 1 при отсутствии срывов его подачи. Уменьшением высоты h лопастей 20 рабочих колес 16 на определенную величину при переходе от одной группы насосных ступеней к следующей за ней группе насосных ступеней, в направлении потока газожидкостной смеси, то есть в направлении вверх, достигается соответственное уменьшение проходного сечения проточных камер 21, как видно из фиг.1. При этом давление на выходах 13, 15, 22 соответственно групп 4, 5, 6 насосных ступеней устанавливается не ниже 3 МПа, при откачке воды, для обеспечения. эффективной работы насоса, с точки зрения оптимального соотношения величин напора; подачи, кпд и потребляемой мощности, и установлено экспериментальным путем.In the group of 5 pumping stages, the blades of the 20 impellers 16 are 1.4-1.7 times smaller in height h than the blades of the 20 impellers 16 in the adjacent group of 4 pumping stages. In the group of 6 pumping stages, the blades of the 20 impellers 16 are 1.4-1.7 times smaller in height h than the blades of the 20 impellers 16 in the adjacent group of 5 pumping stages. In the group of 4 pump stages, the height h of the
В группе 4 насосных ступеней в верхнем диске 18 каждого из рабочих колес 16 между лопастями 20 выполнены сквозные отверстия 23 для разделения газовых пузырей, присутствующих в перекачиваемой насосом 1 газожидкостной смеси. Эти отверстия открыты снизу в проточные камеры 21 и ориентированы вдоль вала 8 насоса 1. Отверстия 23 расположены на радиальном удалении R от оси вала 8 насоса не более 0,7 радиуса верхнего диска 18, то есть в области, где, как установлено экспериментально, в основном образуются газовые пузыри, которые могут приводить к блокированию потока насоса 1 и, тем самым, к срыву подачи.In the group of 4 pumping stages in the
В группе 4 насосных ступеней в каждой лопасти 20 каждого рабочего колеса 16 выполнены сквозные отверстия 24 для разделения газовых пузырей, присутствующих в перекачиваемой насосом 1 газожидкостной смеси. Отверстия 24 ориентированы поперечно, предпочтительно перпендикулярно оси вала 8 насоса.In the group of 4 pump stages in each
Для обеспечения максимальной эффективности диспергирования газовых пузырей, в целях достижения высокой надежности работы насосного агрегата в широком диапазоне изменения процентного содержания попутного газа в пластовой жидкости, откачиваемой из нефтяной скважины, аналогичные отверстия 23, 24, расположенные, как указано выше, в предпочтительном примере осуществления изобретения выполнены также и в рабочих колесах групп 5, 6 насосных ступеней.To ensure maximum dispersion efficiency of gas bubbles, in order to achieve high reliability of the pump unit in a wide range of changes in the percentage of associated gas in the formation fluid pumped from the oil well,
Погружной насосный агрегат для откачки газожидкостной смеси, выполненный согласно изобретению, работает следующим образом.Submersible pumping unit for pumping a gas-liquid mixture, made according to the invention, operates as follows.
Предварительно установленный в нефтяной скважине (не показана) погружной насосный агрегат, погруженный в окружающую жидкость с газовыми включениями, приводится в действие при включении погружного электродвигателя. 2. При включении электродвигателя 2 приводится во вращение вал 8 центробежного насоса 1 вместе с рабочими колесами 16 групп 4, 5, 6 насосных ступеней 7. Под действием вращающихся рабочих колес 16 создается давление всасывания на входе насоса, во входных отверстиях 9, вызывающее поступление во внутреннюю полость насоса 1 окружающей жидкости вместе с попутным газом из скважины, и создается перепад давления между входом насоса 1 и его выходом, образованным выходным каналом 10, под действием которого внутри корпуса 3 насоса 1, во внутренней полости этого насоса образуется поток откачиваемой газожидкостной смеси, проходящий вертикально вверх в направлении от впускных отверстий 9 к выходному каналу 10. Каждое рабочее колесо 16 повышает давление проходящей через него газожидкостной смеси, в результате чего в каждой из групп 4, 5, 6 насосных ступеней происходит, за счет сжатия газа, постепенное уменьшение объемного содержания газовой фракции и величины газовых пузырей в перекачиваемой насосными ступенями 7 газожидкостной смеси в направлении от входов 11, 12, 14 групп 4, 5, 6 насосных ступеней к выходам соответственно 13, 15, 22 этих групп насосных ступеней. В пределах одной и той же группы насосных ступеней величина подачи Q насосных ступеней 7, представляющая собой объемный расход перекачиваемой газожидкостной смеси, неизменна и пропорциональна общей площади проходного сечения проточных камер 21 на выходе рабочего колеса 16, которая, в свою очередь, пропорциональна высоте h (фиг.2) лопастей 20 рабочего колеса 16. Хотя при заданной скорости вращения вала 8 насоса 1 величина Q, как известно, пропорциональна диаметру D рабочего колеса 16, углу β наклона лопастей 20, количеству и толщине S этих лопастей, как видно из фиг.3, она в основном определяется высотой h лопастей 20.A submersible pump unit pre-installed in an oil well (not shown), immersed in the surrounding fluid with gas inclusions, is activated when the submersible motor is turned on. 2. When the motor 2 is turned on, the shaft 8 of the centrifugal pump 1 is rotated together with the impellers 16 of the groups 4, 5, 6 of the pump stages 7. Under the action of the rotating impellers 16, a suction pressure is created at the pump inlet, in the inlet openings 9, causing the internal cavity of the pump 1 of the surrounding fluid together with associated gas from the well, and a pressure differential is created between the inlet of the pump 1 and its outlet formed by the outlet channel 10, under the action of which inside the housing 3 of the pump 1, in the internal cavity this a flow of pumped gas-liquid mixture is formed, flowing vertically upward in the direction from the inlet openings 9 to the outlet channel 10. Each impeller 16 increases the pressure of the gas-liquid mixture passing through it, as a result of which pump stages occur in each of the groups 4, 5, 6 due to gas compression, a gradual decrease in the volume fraction of the gas fraction and the size of gas bubbles in the gas-liquid mixture pumped by the pump stages 7 in the direction from the inlets 11, 12, 14 of groups 4, 5, 6 of the pump stages to the outlet m, respectively 13, 15, 22, these groups of pumping stages. Within the same group of pump stages, the flow rate Q of the pump stages 7, which is the volumetric flow rate of the pumped gas-liquid mixture, is constant and proportional to the total area of the passage section of the
Вследствие того что в группе 5 насосных ступеней высота h меньше, чем высота h в группе 4 насосных ступеней, а в группе 6 насосных ступеней высота h меньше, чем высота h в группе 5 насосных ступеней, достигается соответственное уменьшение подачи Q в каждой последующей группе насосных ступеней 7 по отношению к смежной с ней предыдущей группе насосных ступеней 7. Постепенное уменьшение подачи в направлении прохождения потока газожидкостной смеси вызывает соответственно уменьшение объема газовых пузырей за счет их сжатия в результате повышения давления в потоке. Благодаря этому достигается значительное уменьшение вероятности образования в насосе 1 газовых пробок, приводящих к срыву подачи насоса 1.Due to the fact that in the group of 5 pump stages, the height h is less than the height h in the group of 4 pump stages, and in the group of 6 pump stages the height h is less than the height h in the group of 5 pump stages, a corresponding decrease in the flow Q is achieved in each subsequent group of pump stages stages 7 with respect to the previous group of pump stages adjacent to it 7. A gradual decrease in the supply in the direction of flow of the gas-liquid mixture causes a corresponding decrease in the volume of gas bubbles due to their compression as a result of increasing phenomenon in the stream. Due to this, a significant reduction in the probability of formation of gas plugs in the pump 1, leading to a disruption in the supply of the pump 1, is achieved.
Группа 4 насосных ступеней выполнена в расчете на такую номинальную подачу, что она осуществляет забор из скважины через входные отверстия 9 достаточно большого объема окружающей жидкости (вместе с попутным газом) для обеспечения высокой производительности насоса 1 при отсутствии образования газовых пробок в рабочих колесах 16 этой группы насосных ступеней. В этой группе насосных ступеней осуществляется диспергирование, то есть деление газовых пузырей с помощью отверстий 23 в верхних дисках 18 и отверстий 24 в лопастях 20 рабочих колес 16 на более мелкие газовые пузыри, что снижает вероятность образования газовых пробок в насосе 1. В возможных вариантах исполнения насоса 1, характеризующихся наличием отверстий 23, 24 для диспергирования также в рабочих колесах группы 5 насосных ступеней, или в рабочих колесах групп 5, 6 насосных ступеней, за счет дальнейшего деления газовых пузырей на более мелкие газовые пузыри обеспечивается дополнительное повышение надежности работы насосного агрегата при высоком процентном содержании газа в перекачиваемой насосом 1 газожидкостной смеси.A group of 4 pump stages is designed for such a nominal supply that it takes a sufficiently large volume of surrounding fluid (together with associated gas) from the borehole through the inlet 9 to ensure high performance of the pump 1 in the absence of gas plugs in the impellers 16 of this group pump stages. In this group of pump stages, dispersion is performed, that is, gas bubbles are divided into smaller gas bubbles by means of
Следует отметить, что, благодаря обеспечиваемому заявляемым согласно изобретению насосным агрегатом более эффективному уменьшению объемного содержания газа в потоке откачиваемой газожидкостной смеси по мере продвижения этого потока через корпус 3 насоса, в заявляемом насосном агрегате насосные ступени 7 используются более эффективно, чем в наиболее близком аналоге, в результате чего создание насосом 1 требуемого напора достигается без существенного увеличения общей длины групп 4, 5, 6 насосных ступеней 7.It should be noted that, due to the more efficient reduction of the volumetric gas content in the flow of the pumped gas-liquid mixture provided by the inventive pumping unit according to the invention, as this flow moves through the pump housing 3, in the inventive pumping unit, the pumping stages 7 are used more efficiently than in the closest analogue, as a result, the creation of the required pressure by the pump 1 is achieved without a significant increase in the total length of groups 4, 5, 6 of the pumping stages 7.
Как установлено авторами настоящего изобретения экспериментальным путем, при давлении на выходах 13, 15, 22 соответственно групп 4, 5, 6 насосных ступеней не ниже 3 МПа, при откачке воды, при выполнении группы 5 насосных ступеней с в 1,4-1,7 раза меньшей высотой лопастей 20 рабочих колес 16, чем высота этих лопастей в группе 4 насосных ступеней, и при выполнении группы 6 насосных ступеней с в 1,4-1,7 раза меньшей высотой лопастей 20 рабочих колес 16, чем их высота в группе 5 насосных ступеней, достигается повышенная надежность работы насосного агрегата согласно изобретению при высоком процентном содержании газа в откачиваемой газожидкостной смеси при оптимальном соотношении величин кпд, напора, подачи и потребляемой мощности насосного агрегата.As established by the authors of the present invention experimentally, at a pressure at the
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008108327/06A RU2374497C1 (en) | 2008-03-03 | 2008-03-03 | Submerged pump unit to pump out gas-fluid mixes |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008108327/06A RU2374497C1 (en) | 2008-03-03 | 2008-03-03 | Submerged pump unit to pump out gas-fluid mixes |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2008108327A RU2008108327A (en) | 2009-09-10 |
| RU2374497C1 true RU2374497C1 (en) | 2009-11-27 |
Family
ID=41166107
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008108327/06A RU2374497C1 (en) | 2008-03-03 | 2008-03-03 | Submerged pump unit to pump out gas-fluid mixes |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2374497C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2703774C1 (en) * | 2019-02-05 | 2019-10-22 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | Pump for pumping gas-liquid mixture |
| RU2744877C2 (en) * | 2018-12-24 | 2021-03-16 | Общество с ограниченной ответственностью научно-исследовательский и проектный институт "ПЕГАЗ" | Downhole pump unit with submersible multistage pump of rotor-piston type on the basis of ryl hydraulic machine |
| RU2750079C1 (en) * | 2020-08-27 | 2021-06-22 | Публичное акционерное общество "Акционерная нефтяная Компания "Башнефть" | Pump-compressor for oil production with high free gas content at pump intake |
-
2008
- 2008-03-03 RU RU2008108327/06A patent/RU2374497C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2744877C2 (en) * | 2018-12-24 | 2021-03-16 | Общество с ограниченной ответственностью научно-исследовательский и проектный институт "ПЕГАЗ" | Downhole pump unit with submersible multistage pump of rotor-piston type on the basis of ryl hydraulic machine |
| RU2703774C1 (en) * | 2019-02-05 | 2019-10-22 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | Pump for pumping gas-liquid mixture |
| RU2750079C1 (en) * | 2020-08-27 | 2021-06-22 | Публичное акционерное общество "Акционерная нефтяная Компания "Башнефть" | Pump-compressor for oil production with high free gas content at pump intake |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2008108327A (en) | 2009-09-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2639428C (en) | Gas separator within esp shroud | |
| US4981175A (en) | Recirculating gas separator for electric submersible pumps | |
| CA2557098C (en) | Two phase flow conditioner for pumping gassy well fluid | |
| US20060245945A1 (en) | Crossover two-phase flow pump | |
| US6854517B2 (en) | Electric submersible pump with specialized geometry for pumping viscous crude oil | |
| US9388679B2 (en) | Downhole gas and liquid separation | |
| US8424597B2 (en) | Downhole gas and liquid separation | |
| RU185434U1 (en) | PUMP | |
| RU2374497C1 (en) | Submerged pump unit to pump out gas-fluid mixes | |
| RU2315859C1 (en) | System for water-and-gas reservoir treatment | |
| RU2428588C1 (en) | Submerged multi-phase pump | |
| US20190048886A1 (en) | Anti-gas lock electric submersible pump | |
| RU74976U1 (en) | GAS-STABILIZING CENTRIFUGAL PUMP MODULE FOR OIL PRODUCTION | |
| RU2548327C1 (en) | Pump for gas-liquid mixture transfer | |
| RU2241858C1 (en) | Submersible pumping system | |
| RU2651857C1 (en) | Method and plant for producing highly viscous water-oil emulsions (options) | |
| RU2750079C1 (en) | Pump-compressor for oil production with high free gas content at pump intake | |
| RU2703774C1 (en) | Pump for pumping gas-liquid mixture | |
| RU2362910C1 (en) | Inclined-rotor stage | |
| RU19105U1 (en) | SUBMERSIBLE CENTRIFUGAL PUMP FOR OIL PRODUCTION FROM WELLS | |
| RU2333395C2 (en) | Submerged pumping unit | |
| RU73042U1 (en) | OPERATING WHEEL OF DISPERSING STEP OF SUBMERSIBLE CENTRIFUGAL PUMP FOR OIL PRODUCTION | |
| RU44767U1 (en) | SUBMERSIBLE BARBED ELECTRIC PUMP | |
| RU192514U1 (en) | PUMP | |
| RU2789141C1 (en) | Method for pumping a gas-liquid mixture and multiphase stage for implementation thereof |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130304 |