RU2674479C2 - Скважинное компрессорное устройство для обработки влажного газа - Google Patents

Скважинное компрессорное устройство для обработки влажного газа Download PDF

Info

Publication number
RU2674479C2
RU2674479C2 RU2016133288A RU2016133288A RU2674479C2 RU 2674479 C2 RU2674479 C2 RU 2674479C2 RU 2016133288 A RU2016133288 A RU 2016133288A RU 2016133288 A RU2016133288 A RU 2016133288A RU 2674479 C2 RU2674479 C2 RU 2674479C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gas
fluid
liquid
ratio
engine
Prior art date
Application number
RU2016133288A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2016133288A (ru
RU2016133288A3 (ru
Inventor
Майкл Франклин Хьюз
ДАМ Джереми Дэниел ВАН
Витторио МИКЕЛАССИ
Скотт Алан ХАРБАН
КАУСЕ ДЕ НАСЕЛЬЕ Рене ДУ
Original Assignee
ДжиИ ОЙЛ ЭНД ГЭС ЭСП, ИНК.
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 ДжиИ ОЙЛ ЭНД ГЭС ЭСП, ИНК. filed Critical ДжиИ ОЙЛ ЭНД ГЭС ЭСП, ИНК.
Publication of RU2016133288A publication Critical patent/RU2016133288A/ru
Publication of RU2016133288A3 publication Critical patent/RU2016133288A3/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2674479C2 publication Critical patent/RU2674479C2/ru

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
    • E21B43/121—Lifting well fluids
    • E21B43/128—Adaptation of pump systems with down-hole electric drives
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/008—Monitoring of down-hole pump systems, e.g. for the detection of "pumped-off" conditions
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/06—Measuring temperature or pressure
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/06—Measuring temperature or pressure
    • E21B47/07—Temperature
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01D—NON-POSITIVE DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, e.g. STEAM TURBINES
    • F01D5/00—Blades; Blade-carrying members; Heating, heat-insulating, cooling or antivibration means on the blades or the members
    • F01D5/02—Blade-carrying members, e.g. rotors
    • F01D5/023—Blade-carrying members, e.g. rotors of the screw type
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01D—NON-POSITIVE DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, e.g. STEAM TURBINES
    • F01D5/00—Blades; Blade-carrying members; Heating, heat-insulating, cooling or antivibration means on the blades or the members
    • F01D5/12—Blades
    • F01D5/14—Form or construction
    • F01D5/147—Construction, i.e. structural features, e.g. of weight-saving hollow blades
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01D—NON-POSITIVE DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, e.g. STEAM TURBINES
    • F01D9/00—Stators
    • F01D9/02—Nozzles; Nozzle boxes; Stator blades; Guide conduits, e.g. individual nozzles
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
    • F04D13/00—Pumping installations or systems
    • F04D13/02—Units comprising pumps and their driving means
    • F04D13/06—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven
    • F04D13/08—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven for submerged use
    • F04D13/10—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven for submerged use adapted for use in mining bore holes
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
    • F04D19/00—Axial-flow pumps
    • F04D19/02—Multi-stage pumps
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
    • F04D29/00—Details, component parts, or accessories
    • F04D29/18—Rotors
    • F04D29/22—Rotors specially for centrifugal pumps
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
    • F04D29/00—Details, component parts, or accessories
    • F04D29/26—Rotors specially for elastic fluids
    • F04D29/28—Rotors specially for elastic fluids for centrifugal or helico-centrifugal pumps for radial-flow or helico-centrifugal pumps
    • F04D29/284—Rotors specially for elastic fluids for centrifugal or helico-centrifugal pumps for radial-flow or helico-centrifugal pumps for compressors
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
    • F04D29/00—Details, component parts, or accessories
    • F04D29/26—Rotors specially for elastic fluids
    • F04D29/32—Rotors specially for elastic fluids for axial flow pumps
    • F04D29/321—Rotors specially for elastic fluids for axial flow pumps for axial flow compressors
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
    • F04D29/00—Details, component parts, or accessories
    • F04D29/40—Casings; Connections of working fluid
    • F04D29/42—Casings; Connections of working fluid for radial or helico-centrifugal pumps
    • F04D29/44—Fluid-guiding means, e.g. diffusers
    • F04D29/46—Fluid-guiding means, e.g. diffusers adjustable
    • F04D29/462—Fluid-guiding means, e.g. diffusers adjustable especially adapted for elastic fluid pumps
    • F04D29/464—Fluid-guiding means, e.g. diffusers adjustable especially adapted for elastic fluid pumps adjusting flow cross-section, otherwise than by using adjustable stator blades
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
    • F04D31/00—Pumping liquids and elastic fluids at the same time
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2220/00—Application
    • F05D2220/20—Application within closed fluid conduits, e.g. pipes

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Architecture (AREA)
  • Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
  • Reciprocating Pumps (AREA)
  • Jet Pumps And Other Pumps (AREA)

Abstract

Группа изобретений относится к добыче текучих углеводородов из подземных скважин с высоким содержанием газовой фракции и значительными объемами жидкости. Технический результат – повышение эффективности добычи. По способу устанавливают скважинную насосную систему внутри скважинного ствола. Эта система содержит двигатель, устройство для обработки текучей среды, приводимое в действие указанным двигателем, и сенсорный модуль. Присоединяют указанный двигатель к приводу с регулируемой скоростью, расположенному на поверхности. Измеряют первое соотношения газа и жидкости в текучих углеводородах посредством сенсорного модуля. Обеспечивают выдачу сигнала, представляющего первое соотношение газа и жидкости в текучих углеводородах, на привод с регулируемой скоростью. Подают электрический ток от указанного привода к указанному двигателю для обеспечения работы двигателя с первой скоростью вращения. Измеряют второе соотношение газа и жидкости в текучих углеводородах посредством сенсорного модуля. Указанное второе соотношение превышает первое соотношение газа и жидкости. Обеспечивают выдачу сигнала, представляющего второе соотношение газа и жидкости в текучих углеводородах, на привод с регулируемой скоростью. Подают электрический ток от указанного привода к указанному двигателю для обеспечения работы двигателя со второй скоростью вращения, превышающей первую скорость вращения. Используемое устройство для обработки текучей среды выполняют с сопловой ступенью, содержащей камеру и измерительный элемент внутри указанной камеры. Упомянутый элемент выполняют в форме усеченного конуса с возможностью осевого перемещения с изменением площади открытого поперечного сечения в зависимости от содержания жидкой фракции. 3 н. и 10 з.п. ф-лы, 10 ил.

Description

Область техники, к которой относится изобретение
[001] Предлагаемое изобретение в целом относится к погружным насосным системам и, в частности, без ограничения, к системе, предназначенной для добычи текучих сред с высокой газовой фракцией из подземных скважин, причем данные среды могут также содержать значительные объемы жидкости.
Уровень техники
[002] Погружные насосные системы часто размещают в скважинах для извлечения нефтяных текучих сред из подземных залежей. Как правило, погружная насосная система содержит группу компонентов, в том числе по меньшей мере один заполненный текучей средой электродвигатель, соединенный с, по меньшей мере, одним насосом с высокими эксплуатационными характеристиками, расположенным над двигателем. При подаче электропитания двигатель передает крутящий момент на насос, выталкивающий скважинные текучие среды на поверхность через эксплуатационную колонну. При этом каждый из компонентов в погружной насосной системе должен быть сконструирован так, чтобы он противостоял неблагоприятной среде скважины.
[003] Некоторые залежи содержат газообразные углеводороды в большем объеме, чем жидкие углеводороды. В таких залежах желательно размещать восстановительные системы, предназначенные для обработки текучих сред с повышенными газовыми фракциями. Известные из уровня техники системы для обработки газов являются, как правило, эффективными при добыче газообразных текучих сред, но могут отказывать или плохо функционировать, если подвергаются воздействию значительных объемов жидкости. Во многих скважинах больший объем жидкости добывают в начале эксплуатации или периодически. Чувствительность известных систем для обработки газов представляет значительную проблему в скважинах, в которых добывают по преимуществу газообразные углеводороды, но в которых, тем не менее, добывают жидкость в начале эксплуатации или периодически. Предлагаемое изобретение направлено на устранение указанных и других недостатков, присущих существующему уровню техники.
Сущность изобретения
[004] В предпочтительных вариантах выполнения предлагаемое изобретение относится к устройству для обработки текучей среды для использования при глубинно-насосной эксплуатации скважин. Данное устройство для обработки текучей среды содержит ступень обработки текучей среды, сопловую ступень и газокомпрессорную ступень. Ступень обработки текучей среды предпочтительно содержит крыльчатку и диффузор, а сопловая ступень предпочтительно содержит сопловую камеру и измерительный элемент с переменными параметрами. Сопловая камера выполнена в виде сходящегося-расширяющегося сопла, а измерительный элемент выполнен с возможностью осевого перемещения внутри сходящейся секции для регулирования площади открытого поперечного сечения сопла. Газокомпрессорная ступень содержит по меньшей мере одну газокомпрессорную турбину.
[005] В другом аспекте предпочтительные варианты выполнения предлагаемого изобретения относятся к способу добычи текучих углеводородов из подземного скважинного ствола, причем данные текучие углеводороды имеют переменное соотношение газа и жидкости. Предлагаемый способ включает этапы, на которых измеряют первое соотношение газа и жидкости текучих углеводородов с помощью сенсорного модуля, выдают сигнал, представляющий первое соотношение газа и жидкости текучих углеводородов, на привод с регулируемой скоростью, и подают электрический ток от указанного привода к указанному двигателю для обеспечения работы двигателя с первой скоростью вращения. Затем предлагаемый способ продолжают на этапах, на которых посредством сенсорного модуля измеряют второе соотношение газа и жидкости текучих углеводородов, которое превышает указанное первое соотношение газа и жидкости, выдают сигнал, представляющий второе соотношение газа и жидкости текучих углеводородов, на привод с регулируемой скоростью, и подают электрический ток от привода с регулируемой скоростью к указанному двигателю для обеспечения работы двигателя с второй скоростью вращения, превышающей указанную первую скорость вращения.
Краткое описание чертежей
[006] Фиг. 1 изображает погружную насосную систему, выполненную в соответствии с предпочтительным вариантом выполнения изобретения;
[007] Фиг. 2 изображает вид сбоку устройства для обработки текучей среды насосной системы, показанной на фиг. 1;
[008] Фиг. 3 изображает вид с частичным разрезом устройства для обработки текучей среды, показанного на фиг. 2;
[009] Фиг. 4 изображает вид сбоку спирального осевого насоса устройства для обработки текучей среды, показанного на фиг. 3;
[010] Фиг. 5 изображает разрез диффузора устройства для обработки текучей среды, показанного на фиг. 3;
[011] Фиг. 6 изображает разрез сопловой камеры устройства для обработки текучей среды, показанного на фиг. 3;
[012] Фиг. 7 изображает аксонометрическую проекцию измерительного элемента устройства для обработки текучей среды, показанного на фиг. 3;
[013] Фиг. 8 изображает аксонометрическую проекцию компрессорной ступени устройства для обработки текучей среды, показанного на фиг. 3.
Осуществление изобретения
[014] В соответствии с предпочтительным вариантом выполнения предлагаемого изобретения на фиг. 1 изображен вид сбоку насосной системы 100, прикрепленной к эксплуатационной колонне 102. Насосная система 100 и эксплуатационная колонна 102 размещены в скважинном стволе 104, пробуренном для добычи текучей среды, например, воды или нефти. Эксплуатационная колонна 102 соединяет насосную систему 100 с устьем 106 скважины, расположенным на поверхности. Используемый в данном документе термин "нефть" следует применять широко для всех минеральных углеводородов, например, для сырой нефти, газа или для их комбинации.
[015] Насосная система 100 предпочтительно содержит устройство 108 для обработки текучей среды, двигатель 110, уплотнительную секцию 112, сенсорный модуль 114, электрический кабель 116 и привод 118 с регулируемой скоростью. Хотя насосная система 100 прежде всего предназначена для откачивания нефтяных продуктов, но, как станет очевидно, предлагаемое изобретение может быть также использовано для перемещения других текучих сред. Кроме этого, как станет очевидно, каждый из компонентов насосной системы прежде всего описан для применения в погружном состоянии, однако ряд компонентов или все данные компоненты также могут использоваться в операциях откачивания на поверхности.
[016] Двигатель 110 предпочтительно является электрическим погружным двигателем, питаемым от расположенного на поверхности привода 118 через электрический кабель 114. Двигатель 110 предназначен для привода устройства 108 для обработки текучей среды при избирательной подаче напряжения. Привод 118 выполнен с возможностью управления характеристиками электроэнергии, подаваемой в двигатель 110. В одном предпочтительном варианте выполнения, в частности, двигатель 110 представляет собой трехфазный электрический двигатель, и привод 118 выполнен с возможностью управления скоростью вращения двигателя путем регулирования частоты электрического тока, подаваемого в двигатель 110. При этом передача крутящего момента от двигателя 110 в устройство 108 происходит через, по меньшей мере, один вал 120 (не изображен на фиг. 1).
[017] В предпочтительных вариантах выполнения изобретения уплотнительная секция 112 расположена над двигателем 110 и под устройством 108 для обработки текучей среды. В предпочтительных вариантах выполнения, в частности, уплотнительная секция 112 выполнена для изоляции двигателя 110 от скважинных текучих сред в устройстве 108. Кроме этого, уплотнительная секция 112 также выполнена для компенсации расширения жидкой смазки двигателя 110, возникающего вследствие изменения температур.
[018] Сенсорный модуль 114 предназначен для измерения диапазона рабочих условий и условий окружающей среды, а также для выдачи сигналов, представляющих измеренные условия. В предпочтительных вариантах выполнения, в частности, сенсорный модуль 114 выполнен с возможностью измерения по меньшей мере следующих внешних параметров: температуры в скважинном стволе, давления в скважинном стволе и соотношения газа и жидкости в скважинных текучих средах (газовой фракции). Кроме этого, сенсорный модуль 114 может быть выполнен с возможностью измерения по меньшей мере следующих внутренних параметров: температуры двигателя, давления на входе насоса, давление на выпуске насоса, вибрации, скорости вращения насоса и двигателя и крутящего момента в насосе и двигателе. Сенсорный модуль 114 предпочтительно расположен внутри насосной системы 100, в месте, в котором обеспечена возможность измерения условий в месте выше по потоку, то есть измерения условий текучей среды, приближающихся к насосной системе 100. В варианте выполнения предлагаемого изобретения, изображенном на фиг. 1, сенсорный модуль 114 прикреплен на расположенной выше по потоку стороне двигателя 110. Как, однако, станет очевидно, сенсорный модуль 114 может быть также развернут на тросе в удаленном положении от равновесной точки компонентов в насосной системе 100.
[019] В предпочтительных вариантах выполнения изобретения, в частности, устройство 108 для обработки текучей среды присоединено между уплотнительной секцией 111 и эксплуатационной колонной 102. Устройство 108 предпочтительно содержит впуск 122 и выпуск 124. Устройство 108 в целом предназначено для добычи скважинных текучих сред, имеющих преимущественно высокую газовую фракцию, но имеющих значительные объемы жидкости при запуске или периодически. Кроме этого, устройство 108 содержит турбомашинные компоненты, выполненные с возможностью повышения давления газа и жидкости путем преобразования механической энергии в перепад давления. При приводе в действие двигателем 110 устройство 108 всасывает скважинные текучие среды через впуск 122, повышает давление текучей среды и выталкивает текучую среду через выпуск 124 в эксплуатационную колонну 102.
[020] Хотя на фиг. 1 изображены только по одному из всех компонентов насосной системы 100, очевидно, что при необходимости может быть присоединено большее количество компонентов и что необходимы другие компоновки компонентов, и в объем, определяемый предпочтительными вариантами выполнения, подпадают данные дополнительные конфигурации. Например, во многих применениях желательно использовать комбинации со сдвоенным двигателем, газовые сепараторы, группу уплотнительных секций, группу насосов и другие компоненты, размещаемые в скважинах.
[021] Следует отметить, что хотя насосная система 100 изображена на фиг. 1 в вертикальном положении, она может также использоваться не в вертикальных применениях, в том числе в горизонтальных и наклонных скважинах 104. Соответственно, в данной заявке термины "верхний" и "нижний" используются просто для описания относительных положений компонентов внутри насосной системы 100 и не должны пониматься как указание на то, что насосная система 100 должна быть развернута в вертикальном положении.
[022] Обратимся к фиг. 2 и 3, на которых изображено устройство 108 для обработки текучей среды, соответственно, на виде сбоку и на виде с частичным разрезом. В предпочтительных, в настоящее время, вариантах выполнения изобретения устройство 108 содержит три секции: ступень 126 обработки текучей среды, промежуточную сопловую ступень 128 и компрессорную ступень 130. Как правило, ступень 126 обработки текучей среды содержит по меньшей мере одну крыльчатку 132 и по меньшей мене один диффузор 134. Ступень 126 обработки текучей среды используют для повышения давления в текучих средах с высокой жидкой фракцией. Промежуточная сопловая ступень 128 предназначена для обработки текучих сред с пониженной жидкой фракцией путем уменьшения и рассеивания капель жидкости в потоке текучей среды. Кроме этого, сопловая ступень 128 предпочтительно содержит сопловую камеру 136 и измерительный элемент 138 с переменными параметрами. Газокомпрессорная ступень 130 предназначена прежде всего для повышения давления в потоках текучей среды с большой газовой фракцией. Ступень 130 предпочтительно содержит по меньшей мере одну газовую турбину 140.
[023] Обратимся к фиг. 4, на которой изображен вид сбоку крыльчатки 132, выполненной в соответствии с одним предпочтительным в настоящее время вариантом выполнения изобретения. Крыльчатка 132 присоединена к валу 120 и выполнена с возможностью вращения внутри диффузора 134. Крыльчатка 132 содержит расположенную выше по потоку группу спиральных лопаток 142 и расположенную ниже по потоку группу осевых лопаток 144. Спиральные лопатки 142 предназначены для введения в устройство 108 обработки текучей среды потока текучих сред со значительной жидкой фракцией, а осевые лопатки 144 предназначены для ускорения текучей среды в по существу осевом направлении.
[024] Обратимся к фиг. 5, на которой изображен разрез диффузора 134. Диффузор 134 предпочтительно содержит кожух 146 и группу лопаток 148. Диффузор занимает неподвижное положение внутри устройства 108 для обработки текучей среды. Диффузор 134 выполнен для захвата текучей среды, выталкиваемой крыльчаткой 132, а лопатки 148 диффузора предназначены для уменьшения осевой скорости текучей среды с преобразованием, таким образом, части кинетической энергии, сообщенной крыльчаткой 132, в перепад давления. Хотя на фиг. 3 изображена одна крыльчатка 132 и один диффузор 134, в объем, определяемый дополнительными вариантами выполнения изобретения, подпадает использование группы пар крыльчаток 132 и диффузоров 134.
[025] На фиг. 6 и 7 изображены соответственно аксонометрические проекции и разрезы сопловой камеры 136 и измерительного элемента 138. Сопловая камера 136 предпочтительно выполнена в виде новой сходящейся-расширяющейся конструкции, содержащей сходящуюся секцию 150, горловину 152 и расширяющуюся секцию 154. В предпочтительных вариантах выполнения сопловая камера 136 выполнена в виде сопла Лаваля, имеющего асимметричную форму песочных часов. В одном предпочтительном варианте выполнения, в частности, сопловая камера 136 выполнена в виде противоточного сопла Лаваля, в котором от сходящейся секции 150 через горловину 152 происходит ускорение текучих сред с последующим замедлением в расширяющейся секции 154. Таким образом, ускорение и замедление текучей среды, проходящей через сопловую камеру 136, вызывает рассеивание уловленных капель жидкости и гомогенизацию данных капель в капли с меньшим диаметром.
[026] Измерительный элемент 138, изображенный на фиг. 7А, предпочтительно имеет внешнюю поверхность 156 в виде усеченного конуса и внутреннюю чашу 158, выполненную с обеспечением прохождения вала 120. Наружная коническая поверхность 156 выполнена с возможностью размещения в сходящейся секции 150 сопловой камеры 136. Внутренняя чаша 158 расположена выше по потоку по направлению к диффузору 134.
Как изображено на фиг. 7А и 7В, измерительный элемент 138 выполнен с возможностью осевого перемещения вдоль вала 120. В предпочтительных вариантах выполнения, в частности, измерительный элемент 138 содержит пружину 139 и удерживающий пружину зажим 141. Зажим 141 зафиксирован в неподвижном положении на валу 120 и поджимает измерительный элемент 138 в открытое положение рядом с диффузором 134. Поскольку из диффузора 134 проходят повышенные объемы жидкости, то происходит увеличение давления, воздействующего на внутреннюю чашу 158, и измерительный элемент 138 сдвигается вниз по потоку вдоль вала 120 (как изображено на фиг. 7С), таким образом, уменьшая площадь открытого поперечного сечения сходящейся секции 150 камеры 136. Закрытие части сопловой камеры 136 в условиях повышенного нагружения жидкостью создает эффект Вентури, при котором пузырьки газа сжимаются внутри потока текучей среды и предотвращается повреждение расположенной вниз по потоку ступени 130 компрессора. Если текучая среда, выпускаемая из диффузора 134, содержит малую жидкую фракцию, то оказываемая пружиной 139 сила превосходит гидравлическую силу, оказываемую на измерительный элемент 138, и происходит возврат этого элемента 138 в положение рядом с диффузором 134 (как изображено на фиг. 7В), что обеспечивает возможность протекания высокообъемного потока текучей среды с высокой газовой фракцией через сопловую ступень 128.
[027] Обратимся к фиг. 8, на которой изображена аксонометрическая проекция газокомпрессорной турбины 140 газокомпрессорной ступени 130. Турбина 140 предпочтительно содержит группу расположенных выше по потоку компрессорных лопаток 160, ступицу 162, группу отверстий 164, проходящих от расположенной выше по потоку стороны ступицы 162 до расположенной ниже по потоку стороны ступицы 162, и группу расположенных ниже по потоку компрессорных лопаток 166. Расположенные выше по потоку компрессорные лопатки 160 выполнены с возможностью введения потока текучей среды через газокомпрессорную ступень 130. Текучая среда проходит через ступицу 162, через отверстия 164 и в расположенные ниже по потоку компрессорные лопатки 166. Эти компрессорные лопатки 166 выполнены с возможностью увеличения давления текучей среды. В предпочтительных вариантах выполнения, в частности, ступень 130 содержит группу из нескольких осерадиальных центробежных газокомпрессорных ступеней.
[028] Работу устройства 108 для обработки текучей среды регулируют на основании состояния текучей среды в скважинном стволе 104. Так, на основании информации, предоставляемой сенсорным модулем 114 о соотношении газа и жидкости в скважинной текучей среде, привод 118 регулирует электрический ток, подаваемый в двигатель 110, который, в свою очередь, регулирует скорость вращения вращаемых компонентов устройства 108. Если при этом скважинная текучая среда имеет высокое соотношение жидкости и газа (свыше примерно 5% по объемной жидкостной фракции), то двигатель 110 работает с относительно низкой скоростью. При более низких скоростях действует ступень 126 обработки текучей среды, предназначенная для нагнетания текучей среды с высокой жидкостной фракцией через устройство 108. При этих более низких скоростях вращения ступень 130 значительно не увеличивает поток текучей среды через устройство 108 для обработки текучей среды или не препятствует ему.
[029] При обнаружении сенсорным модулем 114 наличия скважинных текучих сред с повышенным соотношением газа и жидкости привод 118 увеличивает скорость вращения двигателя 110, который, в свою очередь, увеличивает скорость вращения вращаемых компонентов в устройстве 108. Более высокая скорость вращения обеспечивает возможность для ступени 130 компрессора увеличить давление текучей среды с высокой газовой фракцией. Во время работы сопловая ступень 136 измеряет расход текучей среды в компрессорной ступени 130 и уменьшает размеры капель жидкости, уловленных в потоке текучей среды.
[030] В особенно предпочтительных вариантах выполнения устройство 108 для обработки текучей среды эксплуатируют в низкоскоростном "откачивающем" режиме, если жидкостная фракция превышает примерно 8%. Если жидкостная фракция составляет менее примерно 8%, то скорость устройства 108 может быть увеличена для оптимизации работы компрессорной ступени 130. Таким образом, в предпочтительных вариантах регулирование работы устройства 108 происходит автоматически для оптимизации перемещения текучих сред в зависимости от соотношения в них газа и жидкости. Хотя сенсорный модуль 114 может использоваться для предоставления информации о газо-жидкостном составе для управления работой устройства 108, может быть также необходимо управлять работой устройства 108 на основании требуемого крутящего момента двигателя 110. Так, увеличение необходимого крутящего момента может указывать на обработку текучих сред с повышенными соотношениями жидкости и газа.
[031] Следует отметить, что хотя в приведенном выше описании изложены различные характеристики и преимущества различных вариантов выполнения изобретения совместно с деталями конструкции и функциями различных вариантов выполнения, данное описание является только иллюстративным, и возможно внесение изменений, в частности, касающихся конструкции и компоновки элементов, в рамках принципов предлагаемого изобретения в степени, соответствующей широкому общему значению терминов, в которых выражены независимые пункты прилагаемой формулы изобретения. Кроме этого, для специалистов очевидно, что технические идеи изобретения могут быть применены для других систем в пределах объема правовой защиты или существа предлагаемого изобретения.

Claims (21)

1. Устройство для обработки текучей среды, предназначенное для использования при глубинно-насосной эксплуатации скважин и содержащее ступень обработки текучей среды, сопловую ступень и газокомпрессорную ступень, причем сопловая ступень содержит камеру и измерительный элемент, расположенный внутри указанной камеры, выполненный в форме усеченного конуса и имеющий возможность осевого перемещения с изменением площади открытого поперечного сечения в зависимости от содержания жидкой фракции.
2. Устройство по п. 1, в котором ступень обработки текучей среды содержит крыльчатку и диффузор.
3. Устройство по п. 2, в котором крыльчатка является спирально-осевой крыльчаткой, содержащей спиральные лопатки и осевые лопатки.
4. Устройство по п. 1, в котором сопловая камера содержит сходящуюся секцию, горловину и расширяющуюся секцию.
5. Устройство по п. 4, в котором сопловая камера содержит сопло Лаваля.
6. Устройство по п. 4, в котором сопловая камера содержит сопло Лаваля, предназначенное для реверсированного потока.
7. Устройство по п. 4, в котором указанный измерительный элемент имеет внешнюю поверхность в форме усеченного конуса и внутреннюю чашу.
8. Устройство по п. 1, в котором газокомпрессорная ступень содержит газокомпрессорную турбину.
9. Устройство по п. 8, в котором газокомпрессорная турбина содержит ступицу, группу расположенных выше по потоку компрессорных лопаток, присоединенных к ступице, группу расположенных ниже по потоку компрессорных лопаток, присоединенных к ступице, и группу отверстий, проходящих через указанную ступицу.
10. Скважинная насосная система, содержащая двигатель, уплотнительную секцию, присоединенную к указанному двигателю, и устройство для обработки текучей среды, приводимое в действие двигателем и присоединенное к уплотнительной секции, причем устройство для обработки текучей среды содержит ступень обработки текучей среды, сопловую ступень и газокомпрессорную ступень, при этом сопловая ступень содержит камеру и измерительный элемент, расположенный внутри указанной камеры, выполненный в форме усеченного конуса и имеющий возможность осевого перемещения с изменением площади открытого поперечного сечения в зависимости от содержания жидкой фракции.
11. Система по п. 10, в которой ступень обработки текучей среды содержит крыльчатку и диффузор.
12. Система по п. 10, в которой газокомпрессорная ступень содержит газокомпрессорную турбину.
13. Способ добычи текучих углеводородов из подземного скважинного ствола, причем текучие углеводороды имеют переменное соотношение газа и жидкости, при этом способ включает следующие этапы:
установку скважинной насосной системы внутри скважинного ствола, причем скважинная насосная система содержит двигатель, устройство для обработки текучей среды, приводимое в действие указанным двигателем, и сенсорный модуль,
присоединение указанного двигателя к приводу с регулируемой скоростью, расположенному на поверхности,
измерение первого соотношения газа и жидкости в текучих углеводородах посредством сенсорного модуля,
выдачу сигнала, представляющего первое соотношение газа и жидкости в текучих углеводородах, на привод с регулируемой скоростью,
подачу электрического тока от указанного привода к указанному двигателю для обеспечения работы двигателя с первой скоростью вращения,
измерение второго соотношения газа и жидкости в текучих углеводородах посредством сенсорного модуля, причем указанное второе соотношение превышает первое соотношение газа и жидкости,
выдачу сигнала, представляющего второе соотношение газа и жидкости в текучих углеводородах, на привод с регулируемой скоростью и подачу электрического тока от указанного привода к указанному двигателю для обеспечения работы двигателя со второй скоростью вращения, превышающей первую скорость вращения,
причем устройство для обработки текучей среды выполняют с сопловой ступенью, содержащей камеру и измерительный элемент внутри указанной камеры, который выполняют в форме усеченного конуса с возможностью осевого перемещения с изменением площади открытого поперечного сечения в зависимости от содержания жидкой фракции.
RU2016133288A 2014-02-24 2015-02-24 Скважинное компрессорное устройство для обработки влажного газа RU2674479C2 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201461943866P 2014-02-24 2014-02-24
US61/943,866 2014-02-24
PCT/US2015/017182 WO2015127410A2 (en) 2014-02-24 2015-02-24 Downhole wet gas compressor processor

Publications (3)

Publication Number Publication Date
RU2016133288A RU2016133288A (ru) 2018-03-29
RU2016133288A3 RU2016133288A3 (ru) 2018-06-27
RU2674479C2 true RU2674479C2 (ru) 2018-12-11

Family

ID=52693034

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2016133288A RU2674479C2 (ru) 2014-02-24 2015-02-24 Скважинное компрессорное устройство для обработки влажного газа

Country Status (4)

Country Link
US (1) US10753187B2 (ru)
CA (2) CA2940171C (ru)
RU (1) RU2674479C2 (ru)
WO (1) WO2015127410A2 (ru)

Families Citing this family (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US11359471B2 (en) * 2016-12-28 2022-06-14 Upwing Energy, Inc. Integrated control of downhole and surface blower systems
JP6903539B2 (ja) * 2017-09-29 2021-07-14 株式会社日立製作所 圧縮機
US20200072226A1 (en) * 2018-08-28 2020-03-05 Saudi Arabian Oil Company Helico-Axial Submersible Pump
US20210262471A1 (en) * 2021-05-07 2021-08-26 Harrinarine Ramlall Pto driven articulated trailer turbine pump
CN114776643B (zh) * 2022-03-29 2024-07-23 四川省自贡工业泵有限责任公司 一种气液两相流增压泵用均化器及其设计方法

Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2991721A (en) * 1957-10-07 1961-07-11 Hubert L Foster Pump
US4292011A (en) * 1979-08-20 1981-09-29 Kobe, Inc. Turbo pump gas compressor
EP0468877A1 (fr) * 1990-07-27 1992-01-29 Institut Francais Du Petrole Dispositif de pompage ou de compression polyphasique et son utilisation
US6167965B1 (en) * 1995-08-30 2001-01-02 Baker Hughes Incorporated Electrical submersible pump and methods for enhanced utilization of electrical submersible pumps in the completion and production of wellbores
US6474939B1 (en) * 1998-02-18 2002-11-05 Institut Francais Du Petrole Cell for pumping a multiphase effluent and pump comprising at least one of the cells
WO2007075781A2 (en) * 2005-12-20 2007-07-05 Baker Hughes Incorporated Seal section oil seal for submersible pump assembly
WO2011031603A1 (en) * 2009-09-08 2011-03-17 The Powerwise Group, Inc. Energy saving system and method for devices with rotating or reciprocating masses
EP2484912A2 (en) * 2011-02-04 2012-08-08 General Electric Company Wet gas compressor systems

Family Cites Families (32)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3123285A (en) * 1964-03-03 Diffuser with boundary layer control
US2083447A (en) * 1934-05-12 1937-06-08 Gen Electric Centrifugal compressor
US2422615A (en) * 1941-11-21 1947-06-17 Havillard Aircraft Company Ltd Rotary compressor
FR994841A (fr) * 1945-02-06 1951-11-22 Rateau Soc Dispositif de réglage de la section de sortie de la tuyère d'un propulseur à réaction
CH392760A (de) * 1961-05-13 1965-05-31 Ingenieurbureau W Hausammann & Verfahren zum Steuern der Durchsatzmenge von Laufrad-Strömungsmaschinen, nach diesem Verfahren gesteuerte Strömungsmaschine und Anwendung des Verfahrens
US3143078A (en) * 1962-03-14 1964-08-04 Dresser Ind Well pump
US3217654A (en) * 1963-08-08 1965-11-16 Springer Frederick Howard Combination screw and centrifugal submergible pump
US3438329A (en) * 1967-06-13 1969-04-15 Fairbanks Morse Inc Multistage hydraulic pump having improved diffuser means
DD101947A1 (ru) * 1972-12-28 1973-11-20
US4502837A (en) * 1982-09-30 1985-03-05 General Electric Company Multi stage centrifugal impeller
US4678396A (en) * 1982-11-04 1987-07-07 A S Kongsberg Vapenfabrikk Movable spike, variable entrance geometry pipe diffuser with vibration suppression
US4573868A (en) * 1982-11-04 1986-03-04 A/S Kongsberg Vapenfabrikk High area ratio, variable entrance geometry compressor diffuser
GB9526369D0 (en) * 1995-12-22 1996-02-21 Weir Pumps Ltd Improved multistage pumps and compressors
FR2748533B1 (fr) * 1996-05-07 1999-07-23 Inst Francais Du Petrole Systeme de pompage polyphasique et centrifuge
GB2362901B (en) * 2000-06-03 2004-03-31 Weir Pumps Ltd Downhole gas compression
US6807802B2 (en) * 2001-02-09 2004-10-26 The Regents Of The University Of California Single rotor turbine
US6547514B2 (en) * 2001-06-08 2003-04-15 Schlumberger Technology Corporation Technique for producing a high gas-to-liquid ratio fluid
US6872050B2 (en) * 2002-12-06 2005-03-29 York International Corporation Variable geometry diffuser mechanism
US7044718B1 (en) * 2003-07-08 2006-05-16 The Regents Of The University Of California Radial-radial single rotor turbine
US7445429B2 (en) 2005-04-14 2008-11-04 Baker Hughes Incorporated Crossover two-phase flow pump
EP2093429A1 (en) * 2008-02-25 2009-08-26 Siemens Aktiengesellschaft Compressor unit
WO2010129749A1 (en) * 2009-05-06 2010-11-11 Curtiss-Wright Electro-Mechanical Corporation Gas tolerant subsea pump
US8550771B2 (en) * 2009-08-03 2013-10-08 Ebara International Corporation Inducer for centrifugal pump
US9631622B2 (en) * 2009-10-09 2017-04-25 Ebara International Corporation Inducer for centrifugal pump
EP2386766B1 (de) * 2010-05-11 2022-10-12 Sulzer Management AG Helico-axiale Pumpe, ein Rotor für eine helico-axial Pumpe, Verfahren zur hydrodynamischen Lagerung eines Rotors einer helico-axialen Pumpe, sowie eine Hybridpumpe mit einem Rotor für eine helico-axiale Pumpe
EP2386767B1 (de) * 2010-05-11 2021-01-06 Sulzer Management AG Helico-axiale pumpe sowie verfahren zur lagerung eines rotors in einer helico-axialen pumpe
IT1401868B1 (it) * 2010-08-31 2013-08-28 Nuova Pignone S R L Turbomacchina con stadio a flusso misto e metodo.
US10424988B2 (en) * 2013-04-05 2019-09-24 General Electric Company Downhole electric submersible pumps with high rotordynamic stability margin
US9574562B2 (en) * 2013-08-07 2017-02-21 General Electric Company System and apparatus for pumping a multiphase fluid
JP6049939B2 (ja) * 2014-03-11 2016-12-27 興和株式会社 眼用レンズ及び眼用レンズの設計方法
RU2703858C2 (ru) * 2014-12-12 2019-10-22 Дженерал Электрик Компани Устройство и способ кондиционирования потока жирного газа
US20190048886A1 (en) * 2016-11-04 2019-02-14 Halliburton Energy Services, Inc. Anti-gas lock electric submersible pump

Patent Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2991721A (en) * 1957-10-07 1961-07-11 Hubert L Foster Pump
US4292011A (en) * 1979-08-20 1981-09-29 Kobe, Inc. Turbo pump gas compressor
EP0468877A1 (fr) * 1990-07-27 1992-01-29 Institut Francais Du Petrole Dispositif de pompage ou de compression polyphasique et son utilisation
US6167965B1 (en) * 1995-08-30 2001-01-02 Baker Hughes Incorporated Electrical submersible pump and methods for enhanced utilization of electrical submersible pumps in the completion and production of wellbores
US6474939B1 (en) * 1998-02-18 2002-11-05 Institut Francais Du Petrole Cell for pumping a multiphase effluent and pump comprising at least one of the cells
WO2007075781A2 (en) * 2005-12-20 2007-07-05 Baker Hughes Incorporated Seal section oil seal for submersible pump assembly
WO2011031603A1 (en) * 2009-09-08 2011-03-17 The Powerwise Group, Inc. Energy saving system and method for devices with rotating or reciprocating masses
EP2484912A2 (en) * 2011-02-04 2012-08-08 General Electric Company Wet gas compressor systems

Also Published As

Publication number Publication date
CA3133286C (en) 2023-11-07
WO2015127410A2 (en) 2015-08-27
CA2940171C (en) 2022-03-15
US20170306734A1 (en) 2017-10-26
CA2940171A1 (en) 2015-08-27
WO2015127410A3 (en) 2016-06-23
US10753187B2 (en) 2020-08-25
CA3133286A1 (en) 2015-08-27
RU2016133288A (ru) 2018-03-29
RU2016133288A3 (ru) 2018-06-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2674479C2 (ru) Скважинное компрессорное устройство для обработки влажного газа
US20200332631A1 (en) Integrated Pump and Compressor and Method of Producing Multiphase Well Fluid Downhole and at Surface
US7445429B2 (en) Crossover two-phase flow pump
US6412562B1 (en) Electrical submersible pumps in the riser section of subsea well flowline
US8066077B2 (en) Electrical submersible pump and gas compressor
Hua et al. Comparison of multiphase pumping technologies for subsea and downhole applications
US8397811B2 (en) Gas boost pump and crossover in inverted shroud
CA2709090C (en) Electrical submersible pump and gas compressor
GB2337561A (en) Combined separator, compressor, and liquid pump for multi-phase fluids
US9388679B2 (en) Downhole gas and liquid separation
RU2591754C2 (ru) Профиль лопатки диффузора с местной выпуклостью
WO2016160016A1 (en) Balance chambers in electric submersible pumps
US11643916B2 (en) Downhole pumping system with cyclonic solids separator
US20200072226A1 (en) Helico-Axial Submersible Pump
AU2005287828A2 (en) Gas separator
WO2021252487A1 (en) Downhole three phase separator and method for use of same
US10385673B2 (en) Fluid driven commingling system for oil and gas applications
CA2775841C (en) Downhole gas and liquid separation
RU2374497C1 (ru) Погружной насосный агрегат для откачки газожидкостной смеси
EP2092972A1 (en) Compressor unit
JP6903539B2 (ja) 圧縮機
WO2023049333A1 (en) High viscosity stage