RU2643911C1 - Submerged centrifugal pumping unit - Google Patents

Submerged centrifugal pumping unit Download PDF

Info

Publication number
RU2643911C1
RU2643911C1 RU2017111255A RU2017111255A RU2643911C1 RU 2643911 C1 RU2643911 C1 RU 2643911C1 RU 2017111255 A RU2017111255 A RU 2017111255A RU 2017111255 A RU2017111255 A RU 2017111255A RU 2643911 C1 RU2643911 C1 RU 2643911C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
pump
submersible
casing
motor
sem
Prior art date
Application number
RU2017111255A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Дмитрий Евгеньевич Тарасов
Ольга Николаевна Леонова
Original Assignee
Акционерное общество "ГМС Ливгидромаш"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Акционерное общество "ГМС Ливгидромаш" filed Critical Акционерное общество "ГМС Ливгидромаш"
Priority to RU2017111255A priority Critical patent/RU2643911C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2643911C1 publication Critical patent/RU2643911C1/en

Links

Images

Classifications

    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F04POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04DNON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
    • F04D13/00Pumping installations or systems
    • F04D13/02Units comprising pumps and their driving means
    • F04D13/06Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven
    • F04D13/08Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven for submerged use
    • F04D13/10Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven for submerged use adapted for use in mining bore holes
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F04POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04DNON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
    • F04D29/00Details, component parts, or accessories
    • F04D29/58Cooling; Heating; Diminishing heat transfer
    • F04D29/5806Cooling the drive system
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F04POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04DNON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
    • F04D29/00Details, component parts, or accessories
    • F04D29/60Mounting; Assembling; Disassembling
    • F04D29/62Mounting; Assembling; Disassembling of radial or helico-centrifugal pumps
    • F04D29/628Mounting; Assembling; Disassembling of radial or helico-centrifugal pumps especially adapted for liquid pumps

Abstract

FIELD: engines and pumps.
SUBSTANCE: unit includes the submersible centrifugal pump (1), made in the form of a package of steps connected by threaded coupling rods (2), a suction head (3) with the pump and submersible motor (4). The motor (4) is placed in a pipe casing (5) attached to the pump (1) by its upper flange (6) by threaded tie rods (2), passed through its holes and fixed against them. In the lower part of the electric motor (4), there is a centralizer (7), mainly of the damper type.
EFFECT: invention is aimed at increasing the reliability of a submersible centrifugal pumping unit of the UETPK type with a pump that is much larger than the diameter of the submersible motor.
3 cl, 1 dwg

Description

Изобретение относится к области насосостроения и может быть использовано при изготовлении погружных центробежных насосных агрегатов, предназначенных для комплектации насосных установок, используемых в нефтедобывающей отрасли для поддержания пластового давления, а также в других отраслях при подъеме и перекачивании воды.The invention relates to the field of pump engineering and can be used in the manufacture of submersible centrifugal pumping units designed to complete the pumping units used in the oil industry to maintain reservoir pressure, as well as in other industries when lifting and pumping water.

Известен погружной центробежный насосный агрегат, содержащий погружной центробежный насос, состоящий из отдельных секций, соединенных между собой стяжными резьбовыми шпильками, головку всасывающую, погружной электродвигатель (ПЭД), сопряженный с насосом посредством фланцевого соединения. (Насосные агрегаты типа ЭЦПК, каталог продукции АО «ГМС Ливгидромаш», сайт компании http://www.hms.ru/pumps_catalog/?SECTION_ID=374&ELEMENT_ID=625).Known submersible centrifugal pump unit containing a submersible centrifugal pump, consisting of separate sections interconnected by coupling threaded rods, a suction head, a submersible electric motor (SEM), coupled to the pump through a flange connection. (Pumping units of type ЭЦПК, product catalog of JSC “HMS Livhydromash”, company website http://www.hms.ru/pumps_catalog/?SECTION_ID=374&ELEMENT_ID=625).

Погружные насосные агрегаты работают непосредственно в перекачиваемой среде, что позволяет в том числе охлаждать погружной электродвигатель агрегата перекачиваемой жидкостью.Submersible pump units operate directly in the pumped medium, which allows, among other things, to cool the submersible motor of the unit with the pumped liquid.

Одной из особенностей агрегатов типа ЭЦПК является разница в диаметрах всасывающей головки насоса и ПЭД (диаметр электродвигателя намного меньше диаметра всасывающей головки насоса). Это обусловливает повышенное расстояние от стенки обсадной трубы до ПЭД.One of the features of ECPC-type units is the difference in the diameters of the suction head of the pump and the SEM (the diameter of the electric motor is much smaller than the diameter of the suction head of the pump). This leads to an increased distance from the wall of the casing to the PED.

Вместе с тем, охлаждение, т.е. скорость потока перекачиваемой жидкости напрямую зависит от величины зазора Δ между стенкой обсадной колонны и ПЭД. Т.е., чем величина Δ больше, тем меньше скорость потока перекачиваемой жидкости, и, следовательно, ниже эффективность охлаждения ПЭД. В рассматриваемом случае величина Δ большая, что не позволяет создать необходимой скорости охлаждения. Уменьшить величину зазора не представляется возможным, так как ограничивающим фактором является наружный диаметр насоса.At the same time, cooling, i.e. The flow rate of the pumped liquid directly depends on the gap Δ between the casing wall and the SEM. That is, the larger the Δ value, the lower the flow rate of the pumped liquid, and, therefore, the cooling efficiency of the SEM is lower. In the case under consideration, Δ is large, which does not allow creating the necessary cooling rate. It is not possible to reduce the clearance value, since the outer diameter of the pump is a limiting factor.

Еще одним фактором, неблагоприятно влияющим на работоспособность данного оборудования, является, как правило, наклонный профиль скважины или наличие в ней искривленных участков (высокая угловая интенсивность). В насосных установках, в которых наружный диаметр насоса почти в 3 раза больше диаметра ПЭД, а длина ПЭД больше длины насоса более чем в 6 раз, даже небольшое изменение угловой интенсивности может привести к неадекватной работе оборудования за счет излома оси в месте сопряжения насоса и ПЭД. В результате неминуемо появляется изгибающий момент, который совместно с высокой частотой вращения (3000 об/мин), большими линейными размерами и массовыми характеристиками порождает негативные циклические нагрузки, локализующиеся в местах сопряжения (фланцевые, шлицевые и болтовые соединения). Это приводит к непрогнозируемым поломкам различных элементов агрегата (валов, шлицевых муфт, болтов и т.д.).Another factor adversely affecting the performance of this equipment is, as a rule, the inclined profile of the well or the presence of curved sections in it (high angular intensity). In pump installations in which the outer diameter of the pump is almost 3 times the diameter of the SEM, and the length of the SEM is more than 6 times the length of the pump, even a small change in the angular intensity can lead to inadequate operation of the equipment due to a break in the axis at the interface between the pump and SEM . As a result, a bending moment inevitably appears, which, together with a high rotational speed (3000 rpm), large linear dimensions and mass characteristics, generates negative cyclic loads localized at the interface (flange, spline and bolt joints). This leads to unpredictable breakdowns of various elements of the unit (shafts, spline couplings, bolts, etc.).

Кроме того, стоит также отметить, что оборудование данного типа работает в агрессивных средах, которые оказывают негативное влияние на его работоспособность.In addition, it is also worth noting that this type of equipment operates in aggressive environments, which have a negative impact on its performance.

Решению вышеуказанных проблем способствует установка кожуха, в котором размещается ПЭД.The solution to the above problems contributes to the installation of the casing in which the SEM is located.

Известен погружной центробежный насосный агрегат, содержащий погружной центробежный насос и сопряженный с насосом посредством переходного устройства погружной электродвигатель, размещенный в наружном кожухе, выполненном в виде трубы, состоящей из отдельных секций (Патент РФ №2433307, опубл. 10.11.2011).Known submersible centrifugal pumping unit containing a submersible centrifugal pump and coupled to the pump through a transition device, a submersible motor placed in an outer casing made in the form of a pipe consisting of separate sections (RF Patent No. 2433307, publ. 10.11.2011).

Данное решение невозможно применить для погружных агрегатов типа ЭЦПК, поскольку переходное устройство предназначено для стыковки насоса и ПЭД с соизмеримыми диаметрами.This solution cannot be applied to submersible units of the ETsPK type, since the adapter is designed to dock the pump and the SEM with comparable diameters.

В насосных агрегатах типа ЭЦПК, которые имеют значительную разницу в диаметрах насоса и ПЭД, крепление кожуха за входной модуль насоса (головку всасывающую) даже после адаптации сопряжения под нее приведет к повышенным циклическим нагрузкам на крепежные элементы, локализующиеся в местах сопряжения насоса и ПЭД (фланцевые, шлицевые и болтовые соединения).In ECPK-type pumping units, which have a significant difference in the diameters of the pump and the SEM, attaching the casing to the inlet module of the pump (suction head) even after adapting the interface to it will lead to increased cyclic loads on the fasteners located at the interface of the pump and SEM (flange , spline and bolt connections).

Задачей, на решение которой направлено заявленное изобретение, является повышение надежности работы погружного центробежного насосного агрегата, имеющего значительную разницу в диаметрах насоса и ПЭД, за счет снижения образования циклических нагрузок в местах сопряжения насоса и ПЭД при креплении кожуха для ПЭД к корпусу насоса.The problem to which the claimed invention is directed is to increase the reliability of the submersible centrifugal pump unit, which has a significant difference in the diameters of the pump and the SEM, by reducing the formation of cyclic loads at the interface between the pump and the SEM when attaching the casing for the SEM to the pump housing.

Технический результат достигается тем, что в погружном центробежном насосном агрегате, содержащем погружной центробежный насос, состоящий из отдельных ступеней, соединенных между собой резьбовыми стяжными шпильками, головку всасывающую и погружной электродвигатель, размещенный в трубном кожухе, последний прикреплен к насосу своим верхним фланцем за резьбовые стяжные шпильки, пропущенные через его отверстия и зафиксированые относительно них. Кроме того, в нижней части погружного электродвигателя установлен центратор, выполненный преимущественно демпферного типа.The technical result is achieved in that in a submersible centrifugal pump unit containing a submersible centrifugal pump, consisting of separate stages interconnected by threaded tie rods, a suction head and a submersible motor located in the tube casing, the latter is attached to the pump with its upper flange for the threaded tie rods studs passed through its holes and fixed relative to them. In addition, a centralizer is installed in the lower part of the submersible electric motor, made mainly of the damper type.

Крепление кожуха к насосу посредством верхнего фланца за резьбовые стяжные шпильки, пропущенные через его отверстия и зафиксированные относительно них, позволяет без использования лишних дополнительных деталей осуществить надежное соединение насоса с ПЭД, при котором входной модуль (головка всасывающая) находится в разгруженном состоянии от циклических нагрузок, обычно локализующихся в местах сопряжения насоса и ПЭД (фланцевые, шлицевые и болтовые соединения).Fastening the casing to the pump by means of the upper flange for the threaded tie rods passed through its openings and fixed relative to them allows reliable connection of the pump and the SEM without using extra parts, in which the input module (suction head) is unloaded from cyclic loads, usually localized at the interface between the pump and the SEM (flanged, spline and bolted joints).

Установка кожуха позволяет уменьшить величину зазора Δ между стенкой обсадной колонны и ПЭД до необходимого значения, тем самым создав регламентируемую скорость охлаждения ПЭД. Также, в случае существенных дефектов обсадной колонны (смещение, сдавливание и т.д.) кожух не позволит спускать агрегат дальше по обсадной колонне, исключая тем самым изгиб и поломку ПЭД и, следовательно, предотвращая возможную аварию.The installation of the casing allows reducing the gap Δ between the casing wall and the PEM to the required value, thereby creating a regulated cooling rate of the PEM. Also, in case of significant defects in the casing (displacement, squeezing, etc.), the casing will not allow the unit to be lowered further along the casing, thereby eliminating the bending and breakdown of the SEM and, therefore, preventing a possible accident.

Центратор, установленный в нижней части ПЭД, выполненный преимущественно демпферного типа, за счет постоянного ориентирования оси агрегата относительно оси кожуха позволяет исключить излом оси в месте сопряжения насоса и ПЭД даже в случае отклонения оси скважины от вертикали (высокой угловой интенсивности).The centralizer installed in the lower part of the SEM, made mainly of the damper type, due to the constant orientation of the axis of the unit relative to the axis of the casing, eliminates the kink of the axis at the interface between the pump and the SEM even in case of deviation of the well axis from the vertical (high angular intensity).

Изобретение поясняется чертежом, на котором изображен погружной насосный агрегат.The invention is illustrated in the drawing, which shows a submersible pump unit.

Погружной центробежный агрегат содержит погружной центробежный насос 1, состоящий из отдельных ступеней, соединенных резьбовыми стяжными шпильками 2, головку 3 всасывающую, погружной электродвигатель 4, сопряженный с насосом 1 посредством фланцевого соединения, кожух 5, представляющий собой ориентирующую трубу, состоящую из отдельных секций, в котором размещен погружной электродвигатель 4. Узел крепления кожуха 5 к насосу 1 представляет собой фланец 6 верхней секции электродвигателя 4, через отверстия которого пропущены резьбовые стяжные шпильки 2 и зафиксированы в них крепежными элементами, например гайками. В нижней части электродвигателя 4 установлен центратор 7 демпферного типа.Submersible centrifugal unit contains a submersible centrifugal pump 1, consisting of separate stages connected by threaded tie rods 2, a suction head 3, a submersible motor 4, coupled to the pump 1 by means of a flange connection, a casing 5, which is an orienting pipe, consisting of separate sections, in which contains a submersible motor 4. The attachment unit of the casing 5 to the pump 1 is a flange 6 of the upper section of the electric motor 4, through the holes of which are threaded coupling Pilkov 2 and secured therein by fasteners such as nuts. In the lower part of the electric motor 4, a centralizer 7 of the damper type is installed.

Секции кожуха 5 соединяются болтовыми соединениями по фланцам и спускаются в скважину таким образом, чтобы верхний (присоединяемый к насосу) фланец 6 был на поверхности. Затем в кожух 5 опускается электродвигатель 4 с центратором 7. Верхний фланец 6 кожуха крепится к насосу за резьбовые стяжные шпильки 2, без крепления его за входной модуль, в результате чего головка 3 всасывающая находится в разгруженном состоянии. После сборки насос 1 опускается в скважину по существующей в отрасли технологии.The sections of the casing 5 are bolted to the flanges and lowered into the well so that the top (attached to the pump) flange 6 is on the surface. Then, the motor 4 with the centralizer 7 is lowered into the casing 5. The upper flange 6 of the casing is attached to the pump by the threaded tie rods 2, without fixing it to the input module, as a result of which the suction head 3 is in the unloaded state. After assembly, pump 1 is lowered into the well using existing industry technology.

Технологическим приемом, способным замедлить процесс коррозии рабочих механизмов, является закачка в скважину химического реагента, который снижает процесс корродирования. Однако учитывая тот факт, что всасывающая головка 3 насоса 1 находится выше электрооборудования, данный реагент будет проходить через насос 1 и НКТ, не достигая области работы электродвигателя 4. Кожух 5 принудительно направляет поток реагента таким образом, чтобы он проходил вдоль оси всего агрегата. Жидкость попадает в кольцевую полость между кожухом 5 и электродвигателем 4. В силу сформированного зазора Δ жидкость, перемещаясь вдоль стенок электрооборудования с заданной скоростью охлаждения, попадает во всасывающую головку 3 насоса 1. За счет того, что головка 3 всасывающая находится в разгруженном состоянии, возникновение циклических нагрузкок на крепежные элементы, локализующиеся в местах сопряжения насоса и электродвигателя 4 (фланцевые, шлицевые и болтовые соединения), сводится к минимуму. Центратор 7, ориентируя электродвигатель 4 в кожухе 5, исключает возникновение несоосности осей валов насоса 1 и электродвигателя 4.A technological technique capable of slowing down the corrosion process of working mechanisms is the injection of a chemical reagent into the well, which reduces the process of corrosion. However, given the fact that the suction head 3 of the pump 1 is located above the electrical equipment, this reagent will pass through the pump 1 and tubing, not reaching the area of operation of the electric motor 4. The casing 5 forcibly directs the reagent flow so that it passes along the axis of the entire unit. The liquid enters the annular cavity between the casing 5 and the electric motor 4. Due to the formed gap Δ, the liquid, moving along the walls of the electrical equipment with a given cooling rate, enters the suction head 3 of pump 1. Due to the fact that the suction head 3 is in the unloaded state, the occurrence cyclic loads on the fasteners located in the interface between the pump and the motor 4 (flange, spline and bolt joints) is minimized. The centralizer 7, orienting the electric motor 4 in the casing 5, eliminates the occurrence of misalignment of the axes of the shafts of the pump 1 and the electric motor 4.

Кожух 5 в условиях воздействия на насосный агрегат агрессивных сред (например, при перекачивании сеноманской воды), защищая элементы погружного оборудования от интенсивной коррозии, обеспечивает их работоспособность.The casing 5 in conditions of exposure to the pumping unit of aggressive environments (for example, when pumping Cenomanian water), protecting the elements of the submersible equipment from intense corrosion, ensures their performance.

Предлагаемое техническое решение позволяет повысить надежность работы погружного центробежного насосного агрегата типа ЭЦПК, имеющего существенную разницу в диаметрах насоса и электродвигателя.The proposed technical solution allows to increase the reliability of the submersible centrifugal pump unit type ETSPK, which has a significant difference in the diameters of the pump and electric motor.

Claims (3)

1. Погружной центробежный насосный агрегат, содержащий погружной центробежный насос, выполненный в виде пакета ступеней, соединенных резьбовыми стяжными шпильками, головку всасывающую и сопряженный с насосом погружной электродвигатель, размещенный в трубном кожухе, отличающийся тем, что кожух прикреплен к насосу своим верхним фланцем за резьбовые стяжные шпильки, пропущенные через его отверстия и зафиксированные относительно них.1. Submersible centrifugal pump unit, comprising a submersible centrifugal pump, made in the form of a package of stages connected by threaded tie rods, a suction head and a submersible electric motor coupled to the pump, located in a pipe casing, characterized in that the casing is attached to the pump by its upper flange for threaded tie rods passed through its holes and fixed relative to them. 2. Насосный агрегат по п. 1, отличающийся тем, что в нижней части погружного электродвигателя установлен центратор.2. The pump unit according to claim 1, characterized in that a centralizer is installed in the lower part of the submersible motor. 3. Насосный агрегат по п. 2, отличающийся тем, что центратор выполнен демпферного типа.3. The pump unit according to claim 2, characterized in that the centralizer is made of a damper type.
RU2017111255A 2017-04-04 2017-04-04 Submerged centrifugal pumping unit RU2643911C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2017111255A RU2643911C1 (en) 2017-04-04 2017-04-04 Submerged centrifugal pumping unit

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2017111255A RU2643911C1 (en) 2017-04-04 2017-04-04 Submerged centrifugal pumping unit

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2643911C1 true RU2643911C1 (en) 2018-02-06

Family

ID=61173864

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2017111255A RU2643911C1 (en) 2017-04-04 2017-04-04 Submerged centrifugal pumping unit

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2643911C1 (en)

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE9218915U1 (en) * 1992-04-22 1996-05-02 Johann Kupp Motorenbau Submersible pump arrangement
RU2136970C1 (en) * 1997-05-06 1999-09-10 Акционерная нефтяная компания Башнефть Electromersible pump
RU2230181C2 (en) * 2002-08-20 2004-06-10 Открытое акционерное общество "Томский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа Восточной нефтяной компании" Immersible centrifugal pumping device
RU2381352C1 (en) * 2008-10-29 2010-02-10 Николай Иванович Парийчук Borehole pumping unit for two reservoirs simultaneouse production
WO2011017075A1 (en) * 2009-07-27 2011-02-10 Flowserve Management Company Pump with integral caisson discharge
RU2433307C1 (en) * 2010-08-17 2011-11-10 Николай Иванович Парийчук Drive of electric submersible pump with outer jacket

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE9218915U1 (en) * 1992-04-22 1996-05-02 Johann Kupp Motorenbau Submersible pump arrangement
RU2136970C1 (en) * 1997-05-06 1999-09-10 Акционерная нефтяная компания Башнефть Electromersible pump
RU2230181C2 (en) * 2002-08-20 2004-06-10 Открытое акционерное общество "Томский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа Восточной нефтяной компании" Immersible centrifugal pumping device
RU2381352C1 (en) * 2008-10-29 2010-02-10 Николай Иванович Парийчук Borehole pumping unit for two reservoirs simultaneouse production
WO2011017075A1 (en) * 2009-07-27 2011-02-10 Flowserve Management Company Pump with integral caisson discharge
RU2433307C1 (en) * 2010-08-17 2011-11-10 Николай Иванович Парийчук Drive of electric submersible pump with outer jacket

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US7409997B2 (en) Electric submersible pump with specialized geometry for pumping viscous crude oil
US10280929B2 (en) Multistage centrifugal pump with integral abrasion-resistant axial thrust bearings
US9494022B2 (en) Gas restrictor for a horizontally oriented submersible well pump
US20150023805A1 (en) Labyrinth Chamber with Helical Blade for a Submersible Well Pump and Method of Use
US8696327B2 (en) Submersible pump motor cooling through external oil circulation
RU2591754C2 (en) Blade profile diffuser with local bulge
CN1754047A (en) Oscillation-optimised tubular pump
US20150132159A1 (en) Instrument Subs for Centrifugal Well Pump Assemblies
RU2643911C1 (en) Submerged centrifugal pumping unit
US20180313359A1 (en) Integrated Heat Exchanger and Thrust Bearing Base
US8282365B2 (en) Pump for pumping fluid in a wellbore using a fluid displacer means
US20190085667A1 (en) Electric submersible pump configuration
RU196510U1 (en) Pump installation
EP3623636A1 (en) System for the circulation of gas in air gaps of rotating machines
RU2732655C1 (en) Centrifugal sectional pump with two parallel flows of pumped medium
RU2672991C2 (en) Multistage high pressure flanged pump assembly
RU2693077C2 (en) Multi-stage centrifugal pump with compression bulkheads
RU205411U1 (en) PUMP UNIT
RU43320U1 (en) DEVICE FOR COOLING ELECTRIC MOTOR OF SUBMERSIBLE PUMP UNIT
US20150118067A1 (en) Upthrust Module for Well Fluid Pump
US20190264553A1 (en) Separator and method for removing free gas from a well fluid
RU69959U1 (en) SUBMERSIBLE CENTRIFUGAL PUMP
US20200158125A1 (en) High Flow and Low NPSHr Horizontal Pump
CN203655620U (en) High-flow double-suction three-screw pump
RU2088809C1 (en) Submergible centrifugal high-pressure electric pump