RU2375605C9

RU2375605C9 - Submerged electrically driven pump unit

Info

Publication number: RU2375605C9
Application number: RU2008106620/06A
Authority: RU
Inventors: Шарифжан Рахимович Агеев (RU); Шарифжан Рахимович Агеев; Гедаль Аронович Гендельман (IL); Гедаль Аронович Гендельман
Original assignee: Шарифжан Рахимович Агеев; Гедаль Аронович Гендельман
Priority date: 2008-02-22
Filing date: 2008-02-22
Publication date: 2010-12-20
Also published as: RU2008106620A; RU2375605C2

Abstract

FIELD: engines and pumps.

SUBSTANCE: invention relates to submerged electrically driven oil extraction pumps. Proposed unit consists of submerged unit 1, string of pumping-compressor pipes (PCP) 4 connected by couplings of cable 3, control system 5 and power transformer 6. Point whereat unit 1 is jointed to PCP string 4 has branch pipe 7 made up of two parts, parallel to PCP string axis and shifted relative to each other, and third part smoothly jointed aforesaid two parts. Eccentric stabilisers 9 are mounted along aforesaid PCP string and on its couplings, that represent device designed to attach cable 3 to PCP string 4 to allow shifting PCP string casing string 8 all along their length.

EFFECT: higher efficiency, lower losses.

3 cl, 11 dwg

Description

Изобретение относится к технике для добычи нефти, в частности к погружным электронасосным установкам, и может быть использовано в нефтяной промышленности для добычи нефти из скважин. В настоящее время для добычи нефти широко применяются погружные электронасосные установки. Однако с увеличением мощности и глубины спуска таких насосов существенным становится ухудшение энергетических параметров погружных электронасосных установок из-за увеличения потерь энергии в кабеле и увеличения потерь энергии на трение жидкости в колонне насосно-компрессорных труб (НКТ). При существующей конструкции установок есть три пути для снижения потерь энергии в кабеле и потерь энергии на трение в НКТ. Первый путь - это применение кабеля плоского сечения по всей длине спуска погружной электронасосной установки в скважину. Второй - это увеличение номинального напряжения погружного электродвигателя и, наконец, третий путь - это увеличение внутреннего диаметра обсадных труб. Все эти решения имеют свои недостатки. При применении кабеля плоского сечения по всей длине спуска погружной электронасосной установки в скважину достигается ограниченное увеличение диаметра НКТ при снижении надежности кабеля. Увеличение номинального напряжения погружного электродвигателя влечет за собой необходимость усиления изоляции погружного электродвигателя и кабеля, что ведет к их удорожанию и также к снижению надежности этих двух элементов погружной электронасосной установки. Увеличение внутреннего диаметра колонны обсадных труб требует бурения новых скважин на те же пласты, которые разрабатываются уже имеющимися скважинами, т.е. это требует очень больших материальных затрат.The invention relates to techniques for oil production, in particular to submersible pump systems, and can be used in the oil industry for oil production from wells. Currently, submersible electric pump installations are widely used for oil production. However, with an increase in the power and depth of descent of such pumps, a significant deterioration in the energy parameters of submersible pump systems due to an increase in energy losses in the cable and an increase in energy losses due to fluid friction in the tubing string (tubing) becomes significant. With the existing design of the plants, there are three ways to reduce energy losses in the cable and energy losses due to friction in the tubing. The first way is the use of a flat cable along the entire length of the descent of the submersible pump into the well. The second is an increase in the nominal voltage of the submersible electric motor and, finally, the third way is the increase in the inner diameter of the casing pipes. All these solutions have their drawbacks. When using a flat cable along the entire length of the descent of a submersible pump into the well, a limited increase in the diameter of the tubing is achieved while reducing the reliability of the cable. An increase in the rated voltage of the submersible electric motor entails the need to strengthen the insulation of the submersible electric motor and cable, which leads to their cost increase and also to a decrease in the reliability of these two elements of the submersible electric pump installation. An increase in the inner diameter of the casing string requires drilling new wells in the same formations that are being developed by existing wells, i.e. it requires very high material costs.

Известна установка погружного центробежного насоса для добычи нефти (см. «Международный транслятор «Установки погружных центробежных насосов для добычи нефти». Москва, 1999., стр.16), состоящая из погружного агрегата, колонны насосно-компрессорных труб, кабеля, системы управления и силового трансформатора. Недостаток установки заключается в том, что размещение колонны в НКТ по центру скважины ограничивает допустимый диаметр НКТ и сечение кабеля. Это приводит к увеличению потерь на трение при прокачке жидкости и потерь энергии в кабеле. Кроме того, отсутствие устройств для защиты кабеля создает опасность повреждения кабеля при спуско-подъемных операциях.A known installation of a submersible centrifugal pump for oil production (see "International translator" Installations of submersible centrifugal pumps for oil production. Moscow, 1999., p.16), consisting of a submersible unit, a string of tubing, cable, control system and power transformer. The disadvantage of the installation is that the placement of the string in the tubing in the center of the well limits the permissible diameter of the tubing and cable cross-section. This leads to an increase in friction losses during fluid pumping and energy losses in the cable. In addition, the lack of cable protection devices poses a risk of cable damage during tripping.

Известна погружная электронасосная установка, описанная в авторском свидетельстве СССР №1259381 А1, кл. Н02С 3/26, 1984 г., в котором для защиты кабеля использовано устройство, содержащее корпус с имеющим участок цилиндрической формы продольным каналом для трубопровода и открытым продольным пазом, ребра которого предназначены для защиты кабеля от механических повреждений. Это изобретение является наиболее близким аналогом заявленному изобретению и принято нами за прототип. Основным недостатком прототипа является то, что данная конструкция обеспечивает только центральное положение колонны НКТ в скважине, что ограничивает применяемый диаметр НКТ и сечение кабеля.Known submersible pump installation described in the author's certificate of the USSR No. 1259381 A1, class. Н02С 3/26, 1984, in which a device was used to protect the cable, comprising a case with a longitudinal channel for the pipeline having a cylindrical section and an open longitudinal groove, the ribs of which are designed to protect the cable from mechanical damage. This invention is the closest analogue of the claimed invention and is accepted by us as a prototype. The main disadvantage of the prototype is that this design provides only the central position of the tubing string in the well, which limits the applicable tubing diameter and cable cross-section.

Таким образом, задача, на решение которой направлено настоящее изобретение, состоит в создании для существующих колонн обсадных труб установок погружных центробежных насосов большой производительности и больших глубин спуска без ухудшения их энергетических параметров. Технический результат, достигаемый при реализации изобретения, обеспечивается путем более эффективного использования внутреннего пространства колонны обсадных труб, а именно: за счет сдвига оси НКТ относительно обсадной колонны скважины достигается возможность увеличения размера кабеля или диаметра НКТ, или увеличения обоих размеров (и кабеля, и НКТ), что уменьшает потери энергии на трение жидкости и соответственно повышает энергетические показатели установки погружного насоса.Thus, the problem to which the present invention is directed is to create, for existing casing strings, large-capacity submersible centrifugal pump installations and large descent depths without impairing their energy parameters. The technical result achieved during the implementation of the invention is ensured by more efficient use of the inner space of the casing string, namely: by shifting the tubing axis relative to the well casing, it is possible to increase the cable size or tubing diameter, or to increase both sizes (both cable and tubing ), which reduces the energy loss due to fluid friction and, accordingly, increases the energy performance of the submersible pump installation.

Согласно изобретению установка погружного центробежного насоса для добычи нефти из скважины состоит из погружного агрегата, колонны насосно-компрессорных труб, соединенных муфтами, кабеля, системы управления, силового трансформатора. В месте подсоединения погружного агрегата к колонне НКТ установлен патрубок, состоящий из двух участков, оси которых параллельны оси колонны НКТ и сдвинуты относительно друг друга, и третьего участка, плавно соединяющего первые два. По длине колонны НКТ на ее муфтах установлены децентраторы, выполненные в виде устройств для крепления кабеля к колонне НКТ, для поддержания сдвига осей колонны НКТ и колонны обсадных труб по всей длине.According to the invention, the installation of a submersible centrifugal pump for oil production from a well consists of a submersible unit, a tubing string connected by couplings, a cable, a control system, a power transformer. At the point where the submersible assembly is connected to the tubing string, a pipe is installed consisting of two sections whose axes are parallel to the axis of the tubing string and are shifted relative to each other, and a third section that smoothly connects the first two. Along the length of the tubing string, decentralizers are installed on its couplings, made in the form of devices for attaching the cable to the tubing string, to maintain the shift of the axes of the tubing string and casing string along the entire length.

Децентратор содержит корпус, выполненный в виде полого цилиндра с продольным каналом для трубопровода и с продольным сквозным пазом. На стороне корпуса, противоположной продольному пазу, размещены предназначенные для защиты кабеля два параллельных ребра. Ребра имеют прямоугольные выемки, верхняя и нижняя стороны которых снабжены зубцами. При этом в выемке установлены регулируемые пластины с ответными зубцами, которые входят в зацепление с зубцами выемки для обеспечения возможности регулирования положения пластин относительно корпуса путем перестановки положения пластин в выемке. На сторонах ребер, противоположных защищаемому кабелю, установлены накладные планки, которые прикрепляются к ребрам, например, болтами, для фиксации регулируемых пластин.The decentrator includes a housing made in the form of a hollow cylinder with a longitudinal channel for the pipeline and with a longitudinal through groove. On the side of the housing, opposite the longitudinal groove, two parallel ribs are provided for protecting the cable. The ribs have rectangular recesses, the upper and lower sides of which are provided with teeth. At the same time, adjustable plates with reciprocal teeth are installed in the recess, which engage with the recess teeth to enable adjustment of the position of the plates relative to the housing by rearranging the position of the plates in the recess. On the sides of the ribs opposite the cable to be protected, patch strips are installed which are attached to the ribs, for example, with bolts, for fixing the adjustable plates.

Кроме того, в частном случае реализации изобретения, в накладных планках выполнен перпендикулярно оси корпуса паз, в котором размещен болт, входящий в отверстие, предусмотренное в регулируемой пластине для ее фиксации в установленном положении.In addition, in the particular case of the invention, in the patch strips, a groove is made perpendicular to the axis of the housing, in which a bolt is inserted that enters the hole provided in the adjustable plate for fixing it in the installed position.

На фиг.1 показан схематично общий вид установки погружного электронасоса, выполненной в соответствии с настоящим изобретением.Figure 1 shows schematically a General view of the installation of a submersible electric pump made in accordance with the present invention.

На фиг.2 показан патрубок для подсоединения со сдвигом погружного агрегата к колонне НКТ.Figure 2 shows a pipe for connecting with a shift of the immersion unit to the tubing string.

На фиг.3а и 3b показан общий вид децентратора.On figa and 3b shows a General view of the decentralizer.

На фиг.4а и 4b показано сечение А-А на фиг.3а и 3b. На фиг.5а и 5b показан общий вид корпуса децентратора.On figa and 4b shows a section aa in figa and 3b. On figa and 5b shows a General view of the housing of the decentralizer.

Установка погружного центробежного насоса (фиг.1) состоит из погружного агрегата 1, включающего в себя электродвигатель, насос и узел гидрозащиты, кабельной линии, состоящей из плоского удлинителя 2, идущего от двигателя вдоль гидрозащиты и насоса, и кабеля 3, идущего вдоль колонны НКТ 4 и подключаемого на поверхности к системе управления 5 и силовому трансформатору 6.The installation of a submersible centrifugal pump (Fig. 1) consists of a submersible unit 1, which includes an electric motor, a pump and a hydraulic protection unit, a cable line consisting of a flat extension 2 coming from the engine along the hydraulic protection and the pump, and a cable 3 running along the tubing string 4 and connected on the surface to the control system 5 and the power transformer 6.

НКТ соединена с погружным агрегатом патрубком 7, обеспечивающим смещение оси НКТ относительно оси обсадной колонны 8. На колонне НКТ вдоль всей ее длины размещены децентраторы 9, поддерживающие сдвиг осей НКТ и обсадной колонны по всей длине и одновременно обеспечивающие защиту кабеля от механических повреждений.The tubing is connected to a submersible assembly by a pipe 7, which provides a displacement of the tubing axis relative to the axis of the casing 8. On the tubing string along its entire length are decentralizers 9 supporting the shift of the tubing and casing axes along the entire length and at the same time protect the cable from mechanical damage.

Патрубок 7 состоит (фиг.2) из двух участков 10 и 11, оси которых параллельны и сдвинуты друг относительно друга, и третьего участка 12, плавно соединяющего первые два. Участок 10 в верхней части имеет муфту 13 для соединения с колонной НКТ, а в нижней части участка 11 имеется резьба 14 для соединения с головкой насоса.The pipe 7 consists (figure 2) of two sections 10 and 11, the axes of which are parallel and shifted relative to each other, and the third section 12, smoothly connecting the first two. Section 10 in the upper part has a sleeve 13 for connection with the tubing string, and in the lower part of section 11 there is a thread 14 for connection with the pump head.

Децентратор (фиг.3а, фиг.3b, фиг.4а, фиг.4b, фиг.5а, фиг.5b) состоит из корпуса 15, двух выдвигаемых регулировочных пластин 16, двух накладных планок 17. Корпус децентратора имеет продольный канал 31 для колонны НКТ, состоящей из труб 18 и соединительных муфт 19. На корпусе 15 выполнен продольный сквозной паз 20, сообщающийся с каналом 31. Ширина паза должна быть более диаметра трубы 18 и менее наружного диаметра муфты 19. В верхней части корпуса 15 предусмотрен выступающий внутрь в виде части кольца буртик 21. Элементы буртика, выступающие внутрь канала 31, ограничиваются цилиндрической поверхностью, диаметр которой больше наружного диаметра трубы 18 и меньше наружного диаметра муфты 19. На стороне корпуса децентратора, противоположной пазу 20, размещены два параллельные ребра 22 и 23, образующие паз для размещения в нем кабеля. Ребра 22 и 23 имеют прямоугольные выемки, верхняя и нижняя стороны которых имеют зубцы 24 и 25. В выемке установлены пластины 16 с ответными зубцами, входящими в зацепление с зубцами выемки для обеспечения возможности регулирования положения пластин относительно корпуса 15 путем перестановки пластин в выемке. Накладные планки 17 предназначены для фиксации пластин 16 в установленном положении. Болтами 26 планки крепятся к ребрам 22 и 23.The decentrator (figa, fig.3b, fig.4a, fig.4b, fig.5b) consists of a housing 15, two extendable adjustment plates 16, two patch strips 17. The housing of the decentrator has a longitudinal channel 31 for the column A tubing consisting of pipes 18 and couplings 19. A longitudinal through groove 20 is made on the housing 15, communicating with the channel 31. The groove width must be greater than the diameter of the pipe 18 and less than the outer diameter of the coupling 19. A protruding inwardly is provided in the upper part of the housing 15 parts of the collar ring 21. The collar elements protruding into the channel 31 are limited They are formed by a cylindrical surface, the diameter of which is larger than the outer diameter of the pipe 18 and smaller than the outer diameter of the coupling 19. On the side of the decentrator body opposite the groove 20, two parallel ribs 22 and 23 are placed, forming a groove for accommodating the cable therein. The ribs 22 and 23 have rectangular recesses, the upper and lower sides of which have teeth 24 and 25. In the recess there are plates 16 with reciprocal teeth engaged in engagement with the teeth of the recess to enable adjustment of the position of the plates relative to the housing 15 by moving the plates in the recess. The patch strips 17 are designed to fix the plates 16 in the installed position. Bolts 26 straps are attached to the ribs 22 and 23.

Установка работает следующим образом. При спуске в скважину погружного агрегата 1 в верхнюю головку насоса резьбой 14 ввинчивается патрубок 7 для создания сдвига колонны НКТ по отношению к оси обсадной колонны 8. В муфту 13 патрубка ввинчивается труба колонны НКТ. В верхнюю муфту 19 этой трубы ввинчивается следующая труба 18. Корпус 15 децентратора через паз 20 надевается на трубу 18 выше муфты 19 перпендикулярно оси трубы до упора буртика 21 в трубу 18. Затем корпус 15 децентратоpa опускается вниз вдоль трубы до упора буртика 21 в муфту 19, фиксируя корпус 15 на муфте 19 от поперечных перемещений. Винтами 29 корпус 15 стопорится от поворота вокруг трубы 18 и перемещения вверх. В прямоугольные выемки ребер 22 и 23 вставляются пластины 16, зубцы 24 и 25 которых входят в зацепление с соответствующими зубцами ребер 22 и 23.Installation works as follows. When the submersible unit 1 is lowered into the well, a pipe 7 is screwed into the upper pump head by a thread 14 to create a shift of the tubing string relative to the axis of the casing string 8. A tubing string is screwed into the sleeve coupling 13 of the pipe. The following pipe 18 is screwed into the upper sleeve 19 of this pipe 18. The decentrator body 15 is inserted through the groove 20 through the pipe 18 above the sleeve 19 and perpendicular to the pipe axis 21 against the shoulder 21 in the pipe 18. Then, the decentralizer body 15 is lowered down the pipe until the shoulder 21 stops in the sleeve 19 , fixing the housing 15 on the coupling 19 from lateral movements. Screws 29, the housing 15 is stopped from turning around the pipe 18 and moving up. In the rectangular recesses of the ribs 22 and 23, plates 16 are inserted, the teeth 24 and 25 of which are engaged with the corresponding teeth of the ribs 22 and 23.

С помощью накладных планок 17 и болтов 26 и 28 пластины 16 фиксируются в установленном положении, определяемом расчетом. Например, если по всей длине НКТ применяется плоский кабель толщиной "b" и шириной "с",то длина ребра децентратора в направлении, перпендикулярном оси скважины,Using patch strips 17 and bolts 26 and 28, the plates 16 are fixed in the installed position determined by the calculation. For example, if a flat cable with a thickness of "b" and a width of "c" is used along the entire length of the tubing, then the length of the decentrator rib in the direction perpendicular to the axis of the well,

L=b+(D_нкт/2)(1-cos(arcsin[(D_ок-D_нкт)/D_нкт]))+2,L = b + (D _tubing / 2) (1-cos (arcsin [(D _ok -D _tubing ) / D _tubing ])) + 2,

а расстояние между внутренними сторонами ребер равно:and the distance between the inner sides of the ribs is equal to:

а=с+2,a = c + 2,

гдеWhere

b - толщина плоского кабеля [мм],b is the thickness of the flat cable [mm],

с - ширина плоского кабеля [мм],C is the width of the flat cable [mm],

D_нкт - наружный диаметр НКТ [мм],D _tubing - the outer diameter of the tubing [mm],

D_ок- внутренний диаметр обсадной колонны [мм],D _ok - the inner diameter of the casing [mm],

2 - расстояние [мм].2 - distance [mm].

Таким образом, исходя из размеров кабеля внутреннего диаметра обсадной колонны и наружного диаметра НКТ всегда можно определить все необходимые конструктивные размеры децентратора.Thus, based on the dimensions of the cable of the inner diameter of the casing string and the outer diameter of the tubing, it is always possible to determine all the necessary design dimensions of the decentrator.

Кабель 3 вводится в паз между пластинами 16 и крепится к трубам 18 поясами 30 с пряжками, позволяющими прижать кабель к трубе.The cable 3 is inserted into the groove between the plates 16 and is attached to the pipes 18 by belts 30 with buckles, allowing the cable to be pressed against the pipe.

После фиксации корпуса 15 децентратора на трубе 18 с кабелем 3 трубопровод опускается в скважину. В зависимости от геометрии скважины и параметров трубы 18 и кабеля 3 определяется необходимое число децентраторов для надежного сдвига оси НКТ относительно оси обсадной колонны и надежной защиты кабеля от повреждений.After fixing the case 15 of the decentrator on the pipe 18 with cable 3, the pipeline is lowered into the well. Depending on the geometry of the well and the parameters of the pipe 18 and cable 3, the required number of decentralizers is determined for reliable shift of the tubing axis relative to the axis of the casing and reliable protection of the cable from damage.

При подъеме НКТ с кабелем 3 из скважины работа по демонтажу установки происходит в обратной последовательности выполняемых операций.When lifting tubing with cable 3 from the well, the dismantling of the installation occurs in the reverse sequence of operations.

Вывинчиваются винты 29 для освобождения корпуса 15 децентратора, снимают пояса 30, корпус 15 поднимают вверх вдоль трубы 18 до выхода за пределы муфты 19 и далее его снимают с трубы 18 через паз 20. Затем после демонтажа колонны НКТ отвинчивают патрубок 7 и, наконец, проводят демонтаж погружного агрегата 1.The screws 29 are unscrewed to release the decentrator body 15, remove the belts 30, the housing 15 is lifted up along the pipe 18 until it extends beyond the sleeve 19 and then it is removed from the pipe 18 through the groove 20. Then, after dismantling the tubing string, the pipe 7 is unscrewed and, finally, held Dismantling the immersion unit 1.

В данном изобретении предлагается также конструкция децентратора, которая улучшает условия эксплуатации путем снижения поршневого эффекта и максимального поперечного размера системы насосно-компрессорные трубы(НКТ) + кабель + децентратор и доведения этого максимального поперечного сечения до максимального поперечного размера системы НКТ + кабель, т.е. децентратор, благодаря данному изобретению, не увеличивает максимальный поперечный размер системы НКТ + кабель, когда он добавляется к ним в обсадной колонне скважины.The present invention also proposes a design of a decentralizer that improves operating conditions by reducing the piston effect and maximum cross-sectional dimension of the tubing + cable + decentrator and bringing this maximum cross-section to the maximum cross-sectional dimension of the tubing + cable, i.e. . the decentrator, thanks to this invention, does not increase the maximum transverse dimension of the tubing + cable system when it is added to them in the casing of the well.

На фиг.6 показан общий вид такого децентратора; на фиг.7 - вид сверху на фиг.6; на фиг.8 - разрез Г-Г на фиг,7; на фиг.9 - разрез Д-Д на фиг.8; на фиг.10 и 11 - децентратор в рабочем положении.Figure 6 shows a General view of such a decentralizer; Fig.7 is a top view of Fig.6; on Fig - section GG in Fig, 7; figure 9 is a section DD in Fig; figure 10 and 11 - decentrator in the working position.

Металлический корпус 32 такого децентратора имеет продольный канал 33 для трубопровода 34, состоящего (см. фиг.10) из труб 35 и соединительных муфт 36, и сообщающийся с продольным каналом 33 открытый продольный паз 37, в который полностью входит кабель 38 любой конфигурации. На корпусе 32 выполнен также продольный сквозной паз 39, сообщающийся с продольным каналом 33. Ширина паза 39 меньше диаметра канала 33.The metal case 32 of such a decentralizer has a longitudinal channel 33 for a pipeline 34, consisting (see FIG. 10) of pipes 35 and couplings 36, and communicating with the longitudinal channel 33, an open longitudinal groove 37, which completely includes a cable 38 of any configuration. On the housing 32, a longitudinal through groove 39 is also made, communicating with the longitudinal channel 33. The width of the groove 39 is less than the diameter of the channel 33.

Корпус 32 образован частями полых цилиндров 40 и 41 и двумя ребрами 42, имеющими параллельные внутренние грани. Верхняя часть корпуса 32 выполнена в виде полуцилиндра 41. Полуцилиндр 41 ограничивается изнутри цилиндрической поверхностью, диаметр которой больше наружного диаметра трубы 35 и меньше наружного диаметра муфты 36.The housing 32 is formed by parts of the hollow cylinders 40 and 41 and two ribs 42 having parallel inner faces. The upper part of the housing 32 is made in the form of a half cylinder 41. The half cylinder 41 is limited from the inside by a cylindrical surface whose diameter is larger than the outer diameter of the pipe 35 and smaller than the outer diameter of the coupling 36.

В нижней части корпуса 32 расположены фиксаторы, выполненные в виде бобышек 44 и 45 со снабженными резьбой отверстиями и подвижных элементов в виде ввинчивающихся в эти отверстия винтов 46 и 47, снабженных заостренными гранями 48 и 49. Корпус 32 децентратора выполнен со скругленными наружными гранями и срезами 50-52 в цилиндре 40.In the lower part of the housing 32 there are latches made in the form of bosses 44 and 45 with threaded holes and movable elements in the form of screws 46 and 47 that are screwed into these holes and provided with pointed edges 48 and 49. The decentralizer housing 32 is made with rounded outer edges and sections 50-52 in cylinder 40.

Децентратор работает следующим образом.Decentrator works as follows.

При спуске в скважину 53 трубопровода 34 с кабелем 38 на дневной поверхности после ввинчивания трубы 35 в муфту 36 корпус 32 децентратора через паз 39 надевается на трубу 35 выше муфты 36 перпендикулярно оси трубопровода 34 до упора цилиндра 41 в трубу 35. Затем корпус 32 децентратора опускается вниз вдоль трубопровода 34 до упора цилиндра 41 концом 43 в муфту 36, фиксируя корпус 32 на муфте 36 от поперечных перемещений. Кабель 38 вводится в паз 37 между ребрами 42 и крепится к трубам 35 с помощью зажимов 54, выполненных, например, в виде металлических поясов с пряжками, позволяющими прижать кабель 38 к трубе.When descending into the well 53 of the pipeline 34 with the cable 38 on the day surface after screwing the pipe 35 into the sleeve 36, the decentrator body 32 is put through the groove 39 on the pipe 35 above the sleeve 36 perpendicular to the axis of the pipe 34 until the cylinder 41 abuts the pipe 35. Then, the decentrator body 32 is lowered down along the pipe 34 to the stop of the cylinder 41 with the end 43 into the sleeve 36, fixing the housing 32 on the sleeve 36 from lateral movements. The cable 38 is inserted into the groove 37 between the ribs 42 and is attached to the pipes 35 using the clamps 54, made, for example, in the form of metal belts with buckles, allowing the cable 38 to be pressed against the pipe.

Затем корпус 32 децентратора фиксируется на трубопроводе 34 путем ввинчивания винтов 46 и 47, имеющих квадратное отверстие 55 под ключ. При этом острые грани 48 взаимодействуют с трубой 35 и муфтой 36 таким образом, что предотвращается поворот корпуса 32 и возможность его подъема вверх относительно трубопровода 34. После фиксации корпуса 32 на трубопроводе трубопровод 34 с кабелем 38 опускаются в скважину 53. В зависимости от геометрии скважины 53 и параметров трубопровода 34 и кабеля 38 определяется необходимое для надежной работы кабеля количество устройств для его крепления.Then, the decentrator body 32 is fixed to the pipe 34 by screwing in the screws 46 and 47 having a square key hole 55. In this case, the sharp edges 48 interact with the pipe 35 and the sleeve 36 in such a way that the body 32 is prevented from turning and the possibility of its lifting upward relative to the pipe 34. After fixing the body 32 on the pipe, the pipe 34 with cable 38 is lowered into the well 53. Depending on the geometry of the well 53 and the parameters of the pipeline 34 and the cable 38 is determined by the number of devices necessary for reliable cable operation for its fastening.

При подъеме трубопровода 34 с кабелем 38 из скважины 53 работа по демонтажу устройства происходит в обратной последовательности выполняемых операций. Вывинчиваются винты 46 и 47 до положения, когда они своими острыми гранями 48 входят внутрь отверстий в бобышках 44 и 45 корпуса 32, снимают зажимы 54, корпус 32 поднимают вверх вдоль трубопровода 34 до выхода за пределы муфты 36 и далее снимают его с трубы 35 через паз 39.When lifting the pipeline 34 with the cable 38 from the well 53, the dismantling of the device occurs in the reverse sequence of operations. The screws 46 and 47 are unscrewed to the point where they, with their sharp edges 48, enter the holes in the bosses 44 and 45 of the housing 32, remove the clamps 54, the housing 32 is lifted up along the pipe 34 until it extends beyond the sleeve 36 and then removed from the pipe 35 through notch 39.

На фиг.11 видна возможность регулирования размеров ребер в направлении, перпендикулярном оси трубопровода 34, где болты 57, закрепляющие накладную планку 59, обеспечивающую фиксацию пластин 58, которые, выдвигаясь и вдвигаясь, могут регулировать положение трубопровода в скважине, т.е., помимо функции защиты кабеля от механических повреждений, выполняется функция децентратора положения НКТ в скважине, т.е. сдвига оси НКТ по отношению к оси скважины на заданную величину.11 shows the possibility of regulating the dimensions of the ribs in the direction perpendicular to the axis of the pipeline 34, where the bolts 57 securing the patch plate 59, which fixes the plates 58, which, sliding out and in, can adjust the position of the pipeline in the well, i.e., in addition to the function of protecting the cable from mechanical damage, the function of the decentralizer of the tubing position in the well is performed, i.e. the shift of the axis of the tubing with respect to the axis of the well by a predetermined amount.

Предлагаемая конструкция корпуса по сравнению с известной по авторскому свидетельству 1259381 позволяет уменьшить поперечное сечение устройства, создающее поршневой эффект, при сохранении надежной фиксации от поперечных перемещений корпуса на муфте трубопровода, что обеспечивает защиту кабеля, расположенного внутри паза 37, от соприкосновения со стенками скважины.The proposed housing design in comparison with the well-known according to the author’s certificate 1259381 allows to reduce the cross-section of the device that creates a piston effect, while maintaining reliable fixation from transverse movements of the housing on the pipe sleeve, which protects the cable located inside the groove 37 from contact with the walls of the well.

Паз 37 выполнен шириной, достаточной для размещения в нем кабеля наибольшего сечения, который идет с данным трубопроводом 34. За счет этого в сочетании с пазом 39 достигается, что максимальный поперечный размер системы НКТ + кабель + децентратор не больше максимального поперечного размера системы НКТ + кабель, т.е. децентратор не увеличивает максимальный поперечный размер системы НКТ + кабель в обсадной колонне скважины. Стало быть, достигается защита кабеля от механических повреждений и эффект сдвига оси НКТ по отношению к оси обсадной колонны скважины при сохранении тех же размеров кабеля, как в случае отсутствия децентратора.The groove 37 is made wide enough to accommodate the largest cross-sectional cable that goes with this pipeline 34. Due to this, in combination with the groove 39 it is achieved that the maximum transverse dimension of the tubing system + cable + decentrator is not greater than the maximum transverse dimension of the tubing system + cable , i.e. the decentrator does not increase the maximum lateral size of the tubing + cable system in the casing of the well. Therefore, the cable is protected from mechanical damage and the effect of the shift of the tubing axis relative to the axis of the casing of the well while maintaining the same cable dimensions as in the absence of a decentralizer.

Снабжение корпуса устройства двумя пазами 37 и 39 в цилиндре 40 позволяет уменьшить, по сравнению с известным, поперечное сечение системы, создающей поршневой эффект, при обеспечении надежного крепления децентратора на трубопроводе от продольных перемещений.The supply of the device body with two grooves 37 and 39 in the cylinder 40 allows to reduce, compared with the known, the cross section of the system that creates a piston effect, while ensuring reliable mounting of the decentralizer on the pipeline from longitudinal movements.

Выполнение корпуса децентратора со срезами граней ребер обтекаемой формы позволяет снизить гидравлические сопротивления при движении установки в скважинной жидкости, одновременно исключая возможность застревания установки при продольных перемещениях в случае наличия неровностей в скважине.The execution of the casing of the decentralizer with sections of the edges of the streamlined ribs allows you to reduce hydraulic resistance during installation movement in the borehole fluid, while eliminating the possibility of jamming of the installation during longitudinal movements in the event of irregularities in the well.

В целом снижение поршневого эффекта при движении установки в скважинной жидкости обеспечивает ускорение спуско-подъемных операций при эксплуатации нефтяных скважин с применением установок погружных электронасосов. Кроме того, за счет наличия двух пазов 37 и 39, расположенных напротив друг друга, появилась возможность защиты кабеля без необходимости уменьшения его размеров.In general, the reduction of the piston effect during the movement of the installation in the borehole fluid accelerates tripping operations during the operation of oil wells using submersible electric pump installations. In addition, due to the presence of two grooves 37 and 39, located opposite each other, it became possible to protect the cable without the need to reduce its size.

Предлагаемая конструкция установки позволяет сдвинуть ось НКТ относительно оси скважины и за счет этого увеличить диаметр НКТ при заданном кабеле.The proposed design of the installation allows you to shift the axis of the tubing relative to the axis of the well and thereby increase the diameter of the tubing with a given cable.

Например, при применении настоящего изобретения по сравнению с известными установками достигается возможность существенного увеличения диаметра НКТ. При неизменном диаметре НКТ можно увеличить сечение кабеля. В определенных случаях возможно увеличение и диаметра НКТ, и сечения кабеля. Благодаря этому улучшаются энергетические параметры установки, так как снижаются потери энергии в кабеле, или потери энергии на трение жидкости в НКТ, или оба вида этих затрат энергии.For example, when applying the present invention compared with known installations, the possibility of a significant increase in the diameter of the tubing is achieved. With a constant diameter of the tubing, you can increase the cross-section of the cable. In certain cases, it is possible to increase both the diameter of the tubing and the cable section. Due to this, the energy parameters of the installation are improved, since energy losses in the cable, or energy losses due to fluid friction in the tubing, or both of these energy costs are reduced.

Claims

1. Submersible electric pump installation for oil production from wells, consisting of a submersible unit, a string of tubing connected by couplings, a cable, a control system and a power transformer, characterized in that a pipe is installed at the connection point of the submersible unit to the tubing string , consisting of two sections, the axes of which are parallel to the tubing string and shifted relative to each other, and a third section that smoothly connects the first two, and decentralizers are installed along the tubing string along its length made in the form of devices for attaching the cable to the tubing string, in which by adjusting the protrusion to protect the cable, the axes of the tubing string and casing string are supported to shift along the entire length of the tubing string.

2. Installation according to claim 1, characterized in that the decentralizers comprise a housing made in the form of a hollow cylinder with a longitudinal channel for the pipeline and with a longitudinal through groove, and two parallel ribs for protecting the cable are placed on the side of the housing opposite the longitudinal groove, having rectangular recesses, the upper and lower sides of which are provided with teeth, while in the recess there are adjustable plates with mating teeth that engage with the teeth of the recess to enable regulation of the position plates in the recess, and on the sides of the ribs opposite to the cable to be protected, patch strips are mounted, fastened to the ribs, for example, with bolts.

3. Installation according to claim 2, characterized in that the decentrator body is made with two longitudinal through grooves in communication with the channel for the pipeline, while the grooves are located symmetrically opposite each other on opposite sides of the device body, with one groove located between the ribs for protection cable, has a width sufficient to accommodate the largest cross-sectional cable that comes with this pipeline, and the second has a width smaller than the diameter of the pipe coupling, but larger than the diameter of the pipe pipe, while The upper part of the casing is made in the form of a half-cylinder, to which two parts are fastened, forming a longitudinal channel for the pipeline and making up the lower part of the casing, while the lower end of the half-cylinder is designed to interact with the pipe coupling, and the ribs for protecting the cable can be made as with an adjustable length of direction perpendicular to the axis of the well, and with an unregulated length.