RU2702795C2 - Дополнительные камеры уплотнительной секции погружного электрического насоса - Google Patents
Дополнительные камеры уплотнительной секции погружного электрического насоса Download PDFInfo
- Publication number
- RU2702795C2 RU2702795C2 RU2017108405A RU2017108405A RU2702795C2 RU 2702795 C2 RU2702795 C2 RU 2702795C2 RU 2017108405 A RU2017108405 A RU 2017108405A RU 2017108405 A RU2017108405 A RU 2017108405A RU 2702795 C2 RU2702795 C2 RU 2702795C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- separation mechanism
- chamber
- labyrinth
- fluid
- fluid separation
- Prior art date
Links
- 238000007789 sealing Methods 0.000 title claims abstract description 89
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 119
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 claims abstract description 59
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 58
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 10
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 5
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 10
- 238000005192 partition Methods 0.000 description 6
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 5
- 229920000459 Nitrile rubber Polymers 0.000 description 4
- 229920002313 fluoropolymer Polymers 0.000 description 4
- 239000004811 fluoropolymer Substances 0.000 description 4
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 4
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 2
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 2
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 description 2
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 230000008602 contraction Effects 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 238000007654 immersion Methods 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
-
- 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
- F04D29/08—Sealings
- F04D29/10—Shaft sealings
- F04D29/106—Shaft sealings especially adapted for liquid pumps
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
-
- 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
- F04D29/00—Details, component parts, or accessories
- F04D29/08—Sealings
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16J—PISTONS; CYLINDERS; SEALINGS
- F16J15/00—Sealings
- F16J15/002—Sealings comprising at least two sealings in succession
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16J—PISTONS; CYLINDERS; SEALINGS
- F16J15/00—Sealings
- F16J15/44—Free-space packings
- F16J15/447—Labyrinth packings
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16J—PISTONS; CYLINDERS; SEALINGS
- F16J15/00—Sealings
- F16J15/50—Sealings between relatively-movable members, by means of a sealing without relatively-moving surfaces, e.g. fluid-tight sealings for transmitting motion through a wall
- F16J15/52—Sealings between relatively-movable members, by means of a sealing without relatively-moving surfaces, e.g. fluid-tight sealings for transmitting motion through a wall by means of sealing bellows or diaphragms
-
- H—ELECTRICITY
- H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
- H02K—DYNAMO-ELECTRIC MACHINES
- H02K5/00—Casings; Enclosures; Supports
- H02K5/04—Casings or enclosures characterised by the shape, form or construction thereof
- H02K5/12—Casings or enclosures characterised by the shape, form or construction thereof specially adapted for operating in liquid or gas
- H02K5/132—Submersible electric motors
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Power Engineering (AREA)
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
- Sealing Using Fluids, Sealing Without Contact, And Removal Of Oil (AREA)
- Sealing Devices (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к погружным насосным системам и, в частности, к их уплотнительным секциям. Технический результат – повышение надежности работы уплотнительных секций. Уплотнительная секция предусмотрена для использования в скважинной насосной системе. Она содержит первый механизм отделения текучей среды и второй механизм отделения текучей среды. Второй механизм отделения текучей среды расположен внутри указанного первого механизма отделения текучей среды. При этом первый механизм отделения текучей среды представляет собой лабиринтное уплотнение. Оно содержит крышку, уплотнение вала и лабиринтную камеру. Лабиринтная камера имеет впускные отверстия. Они соединены со вторым механизмом отделения текучей среды. Имеются выпускные отверстия, соединенные со скважиной. При этом крышка и уплотнение вала препятствуют прохождению текучей среды в обход лабиринтного уплотнения. 5 н. и 12 з.п. ф-лы, 5 ил.
Description
РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИ
[001] Для данной заявки испрашивается приоритет по патентной заявке США №62/051392, поданной 17 сентября 2014 года, озаглавленной «Дополнительные камеры уплотнительной секции электрического погружного насоса», описание которой включено в данный документ посредством ссылки.
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ
[002] Настоящее изобретение относится в целом к погружным насосным системам и, в частности, но не ограничиваясь указанным, к усовершенствованной уплотнительной секции.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
[003] Погружные насосные системы часто устанавливают в скважинах для добычи из подземных резервуаров жидкостей на углеводородной основе. Как правило, погружная насосная система содержит ряд компонентов, в том числе один или более заполненных текучей средой электрических двигателей, связанных с одним или более насосами высокой производительности. Каждый компонент и субкомпонент погружной насосной системы разработан с учетом устойчивости к тяжелым условиям в скважине, к которым относятся широкие диапазоны температуры, давления и коррозионно-активные скважинные текучие среды.
[004] Между двигателем и насосом обычно расположены компоненты, обеспечивающие защиту электродвигателей и часто называемые «уплотнительными секциями». В указанном местоположении уплотнительная секция выполняет несколько функций, включая передачу крутящего момента между двигателем и насосом, ограничение протекания скважинных текучих сред в двигатель, защиту двигателя от осевого усилия, создаваемого насосом, и компенсацию расширения и сжатия материала для смазки двигателя в ходе термических циклов, имеющих место в процессе эксплуатации двигателя. В уплотнительных секциях, известных из уровня техники, используют одну уплотнительную камеру, сильфон или лабиринтную камеру, чтобы обеспечить соответствие изменений в объеме и движения текучей среды в уплотнительной секции, создавая при этом барьер в виде избыточного напора между чистым материалом для смазки и загрязненной скважинной текучей средой.
[005] Несмотря на то, что известные уплотнительные секции являются в целом удовлетворительными, зачастую они не способны обеспечивать изолирование чистых смазочных материалов от загрязненных скважинных текучих сред. При всасывании скважинных текучих сред в уплотнительную секцию песок и другие твердые частицы могут накапливаться и отрицательно влиять на целостность уплотнительного механизма внутри уплотнительной секции. Таким образом, существует необходимость в создании усовершенствованной конструкции, более устойчивой к загрязнениям и износу, вызываемым твердыми частицами. Настоящее изобретение направлено на устранение вышеуказанных и других недостатков известного уровня техники.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[006] В типичных вариантах выполнения уплотнительная секция, используемая в скважинной погружной насосной системе, содержит дополнительные механизмы отделения текучей среды. Указанные механизмы выбраны из группы, содержащей узлы уплотнительных камер, лабиринтные уплотнения, поршни и сильфоны. Уплотнительная секция может дополнительно содержать вал, одно или более уплотнений вала и несущую трубу камеры. Кольцевое пространство между валом и несущей трубой камеры обеспечивает траекторию протекания текучей среды от двигателя к механизмам отделения текучей среды. В соответствии с другим аспектом, варианты выполнения уплотнительной секции входят в состав скважинной насосной системы.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
[007] Фиг. 1 - вид сбоку погружной насосной системы, выполненной в соответствии с типичными вариантами выполнения.
[008] Фиг. 2 - вид в разрезе уплотнительной секции для использования с погружной насосной системой, изображенной на фиг. 1.
[009] Фиг. 3 - вид в разрезе уплотнительной секции для использования с погружной насосной системой, изображенной на фиг. 1.
[010] Фиг. 4 - вид в разрезе уплотнительной секции для использования с погружной насосной системой, изображенной на фиг. 1.
[011] Фиг. 5 - вид в разрезе уплотнительной секции для использования с погружной насосной системой, изображенной на фиг. 1.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ
[012] На фиг. 1 изображен вид сбоку насосной системы 100, прикрепленной к насосно-компрессорной колонне 102, в соответствии с типичным вариантом выполнения. Насосная система 100 и насосно-компрессорная колонна 102 расположены в скважине 104, пробуренной для добычи текучей среды, такой как вода или нефть. Используемое в данном описании выражение «нефть» в широком смысле применимо ко всем минеральным углеводородам, таким как сырая нефть, газ и смеси из нефти и газа. Колонна 102 соединяет систему 100 с устьевым оборудованием 106 скважины, расположенным на поверхности. Несмотря на то, что система 100 предназначена, главным образом, для перекачивания нефтепродуктов, понятно, что указанная система может быть использована также для перемещения других текучих сред. Кроме того, следует понимать, что хотя каждый из компонентов насосной системы 100 описан преимущественно в контексте погружного применения, некоторые или все указанные компоненты можно использовать также для операций перекачивания, выполняемых на поверхности.
[013] Насосная система 100 содержит объединенные насосный узел 108, узел 110 двигателя и уплотнительную секцию 112. Узел 110 двигателя представляет собой электродвигатель, который получает питание от установленного на поверхности блока управления двигателем (не показан на чертеже). После подачи электропитания узел 110 двигателя приводит в действие вал, обеспечивающий работу насосного узла 108. Уплотнительная секция 112 защищает узел 110 двигателя от механического осевого усилия, создаваемого насосным узлом 108, и обеспечивает объемное расширение материалов для смазки двигателя в процессе эксплуатации. Кроме того, уплотнительная секция 112 изолирует узел 110 двигателя от скважинных текучих сред, проходящих через насосный узел 108. Несмотря на то, что на чертеже показано только по одному указанному компоненту, понятно, что при необходимости может быть присоединено более одного экземпляра каждого из указанных компонентов. Целесообразно использование комплектов из сдвоенных двигателей, нескольких уплотнительных секций, нескольких насосных узлов или других размещаемых в скважине компонентов, не показанных на фиг. 1. Например, в некоторых областях применения может быть целесообразным расположение уплотнительной секции или камеры 112 компенсации давления ниже узла 110 двигателя.
[014] На фиг. 2 изображена уплотнительная секция 112 в разрезе. Уплотнительная секция 112 содержит корпус 114, вал 116 и механизмы 118 отделения текучей среды. Вал 116 обеспечивает передачу механической энергии от узла 110 двигателя к насосному узлу 108. Корпус 114 предназначен для защиты внутренних компонентов уплотнительной секции 112 от окружающей среды, находящейся снаружи скважины. Секция 112 также содержит уплотнения 120 вала, препятствующие распространению текучей среды вдоль вала 116. В некоторых вариантах выполнения уплотнения 120 вала являются механическими уплотнениями или подпружиненными манжетными уплотнениями. В варианте выполнения, показанном на фиг. 2, в уплотнительной секции 112 использованы два уплотнения 120а, 120b вала.
[015] В варианте выполнения, показанном на фиг. 2, механизмы 118 отделения текучей среды содержат внутренний узел 122 уплотнительной камеры и наружный узел 124 уплотнительной камеры. Внутренний узел 122 расположен внутри наружного узла 124, который, в свою очередь, расположен внутри корпуса 114. Внутренний узел 122 и наружный узел 124 уплотнительной камеры поддерживаются несущей трубой 126 камеры, окружающей вал 116. Зазор между наружной поверхностью вала 116 и внутренней поверхностью несущей трубы 126 камеры образует кольцевое пространство 128, через которое могут проходить текучие среды.
[016] Внутренний узел 122 уплотнительной камеры содержит первую уплотнительную камеру 130, отверстия 132 для прохода текучей среды и один или более первых обратных клапанов 134. В некоторых вариантах выполнения первая уплотнительная камера 130 изготовлена из износостойкого материала. К соответствующим материалам относятся фторполимеры и высоконасыщенный нитриловый каучук. Отверстия 132 для прохода текучей среды обеспечивают сообщение внутреннего пространства первой уплотнительной камеры 130 с кольцевым пространством 128. Первый обратный клапан 134 гидравлически сообщается с кольцевым пространством 128, а также с внутренним пространством наружного узла 124 уплотнительной камеры. Первый обратный клапан 134 смещен в закрытое положение. Когда к первому обратному клапану 134 прикладывают заданное пороговое давление, указанный клапан открывается и обеспечивает проход текучей среды из кольцевого пространства 128 к наружному узлу 124 уплотнительной камеры.
[017] Наружный узел 124 содержит вторую уплотнительную камеру 136, отверстия 138 для прохода текучей среды и второй обратный клапан 140. В типичных вариантах выполнения вторая уплотнительная камера 136 изготовлена из износостойкого материала. К соответствующим материалам относятся фторполимеры и высоконасыщенный нитриловый каучук. Отверстия 138 для прохода текучей среды обеспечивают сообщение внутреннего пространства второй уплотнительной камеры 136 с кольцевым пространством 128. Второй обратный клапан 140 сообщается с кольцевым пространством 128, расположенным над уплотнением 120а вала, а также, напрямую или через насос 108, со скважиной 104. Второй обратный клапан 140 смещен в закрытое положение. Когда ко второму обратному клапану 140 прикладывают заданное пороговое давление, указанный клапан открывается и обеспечивает проход текучей среды из кольцевого пространства 128 в пространство, образованное вокруг наружной поверхности второй уплотнительной камеры 136, над уплотнением 120а вала, и в скважину 104 или насос 108.
[018] В процессе эксплуатации текучая среда перемещается по валу 116 от двигателя 110 в кольцевое пространство 128 к отверстиям 132 для прохода текучей среды. Уплотнение 120а вала препятствует дальнейшему проходу текучей среды вдоль кольцевого пространства 128, и текучая среда проходит через отверстия 132 во внутреннее пространство первой уплотнительной камеры 130. Когда первая уплотнительная камера 130 расширяется, чтобы вместить текучую среду, давление внутри камеры 130 увеличивается. В момент, когда давление внутри первой уплотнительной камеры 130 превышает пороговое давление для первого обратного клапана 134, указанный клапан временно открывается с обеспечением прохождения текучей среды во внутреннее пространство второй уплотнительной камеры 136. После понижения давления первый обратный клапан 134 закрывается. С течением времени текучая среда может накапливаться во второй уплотнительной камере 136 до момента, пока давление внутри второй уплотнительной камеры 136 не станет выше порогового давления для второго обратного клапана 140. В этот момент второй обратный клапан 140 открывается, и текучая среда из второй уплотнительной камеры 136 проходит через отверстия 138 в кольцевое пространство 128, далее через открытый второй обратный клапан 140 в пространство, образованное вокруг наружной поверхности второй уплотнительной камеры 136, и в скважину 104 или насос 108.
[019] Как показано на фиг. 2, первая 130 и вторая 136 уплотнительный камеры работают последовательно. Текучая среда должна пройти через первую камеру 130, прежде чем она сможет пройти во вторую камеру 136. В альтернативном варианте выполнения уплотнение 120а вала отсутствует, и текучая среда может проходить через кольцевое пространство 128, образованное между первой 130 и второй 136 камерами. В данной конфигурации первая 130 и вторая 136 уплотнительные камеры работают в параллельном режиме, обеспечивая дополнительный уплотняющий объем, при этом не используются дополнительные возможности механизмов 118 отделения текучей среды, работающих в последовательной конфигурации.
[020] На фиг. 3 изображен другой вариант выполнения уплотнительной секции 112. В варианте выполнения, показанном на фиг. З, уплотнительная секция 112 содержит два механизма 118 отделения текучей среды, содержащие лабиринтное уплотнение 142, находящееся внутри узла 144 уплотнительной камеры. Внутреннее лабиринтное уплотнение 142 содержит лабиринтную камеру 146, впускные отверстия 148, выпускные отверстия 150 и крышку 152. Впускные отверстия 148 обеспечивают траекторию протекания текучей среды из кольцевого пространства 128а к лабиринтной камере 146. Выпускные отверстия 150 обеспечивают траекторию протекания текучей среды из лабиринтной камеры 146 к узлу 144 уплотнительной камеры. Крышка 152 и уплотнение 120а вала препятствуют прохождению текучей среды в обход лабиринтного уплотнения 142 вдоль кольцевого пространства 128.
[021] Узел 144 уплотнительной камеры содержит уплотнительную камеру 154, выходные отверстия 156 и обратный клапан 158. В некоторых вариантах выполнения уплотнительная камера 154 изготовлена из износостойкого материала. К соответствующим материалам относятся фторполимеры и высоконасыщенный нитриловый каучук. Внутреннее пространство уплотнительной камеры 154 сообщается с обратным клапаном 158 посредством выходных отверстий 156 и верхнего кольцевого пространства 128b. Обратный клапан 158 обеспечивает поток в одном направлении, когда давление текучей среды превышает заданное пороговое давление.
[022] В процессе эксплуатации текучая среда проходит вверх вдоль вала 116 внутри нижнего кольцевого пространства 128а в лабиринтное уплотнение 142. Текучая среда выталкивается через впускные отверстия 148 в лабиринтную камеру 146. Твердые частицы и другие включения задерживаются в нижней части лабиринтной камеры 146. Текучая среда выходит из лабиринтной камеры 146 через выпускные отверстия 150, во внутреннее пространство уплотнительной камеры 154. Когда давление внутри камеры 154 превышает заданное пороговое давление обратного клапана 158, указанный клапан временно открывается, и текучая среда из уплотнительной камеры 154 выталкивается через выходные отверстия 156, верхнее кольцевое пространство 128b и обратный клапан 158 в скважину 104 или насос 108.
[023] На фиг. 4 изображен еще один вариант выполнения уплотнительной секции 112. В варианте выполнения, показанном на фиг. 4, уплотнительная секция 112 содержит два механизма 118 отделения текучей среды, содержащие узел 160 уплотнительной камеры, расположенный внутри лабиринтного уплотнения 162. Узел 160 содержит уплотнительную камеру 164, отверстия 166 для прохода текучей среды и обратный клапан 168. Отверстия 166 для прохода текучей среды обеспечивают сообщение внутреннего пространства уплотнительной камеры 164 с кольцевым пространством 128, образованным между несущей трубой 126 камеры и валом 116. В некоторых вариантах выполнения уплотнительная камера 164 изготовлена из износостойкого материала. К соответствующим материалам относятся фторполимеры и высоконасыщенный нитриловый каучук. Обратный клапан 168 обеспечивает поток в одном направлении, когда давление текучей среды превышает заданное пороговое давление. Уплотнение 120а вала препятствует прохождению текучей среды в обход обратного клапана 168.
[024] Лабиринтное уплотнение 162 содержит внутреннюю камеру 170, наружную камеру 172, обменные отверстия 174, выпускную трубку 176 и разделительную перегородку 178. Внутренняя камера 170 ограничена кольцевым пространством, образованным между перегородкой 178 и уплотнительной камерой 164. Наружная камера 172 образована кольцевым пространством между наружной поверхностью перегородки 178 и внутренней поверхностью корпуса 114. Обменные отверстия 174 расположены у верха перегородки 178 и обеспечивают сообщение внутренней камеры 170 с наружной камерой 172. Выпускная трубка 176 проходит к нижней части наружной камеры 172 и обеспечивает сообщение указанной камеры со скважиной 104 или насосом 108.
[025] В процессе эксплуатации текучая среда перемещается вдоль кольцевого пространства 128, образованного между валом 116 и несущей трубой 126 камеры, проходя в уплотнительную камеру 164 через отверстия 166. Когда давление текучей среды в уплотнительной камере 164 превышает пороговое давление обратного клапана 168, указанный клапан временно открывается, и текучая среда выталкивается из узла 160 уплотнительной камеры в лабиринтное уплотнение 162. Когда текучая среда поступает во внутреннюю камеру 170, твердые частицы под действием силы тяжести опускаются на дно указанной камеры, и чистая текучая среда может проходить через обменные отверстия 174 в наружную камеру 172. Из наружной камеры 172 текучие среды могут проходить через выпускную трубку 176 в скважину 104 или насос 108.
[026] Текучие среды из скважины 104 могут быть втянуты в уплотнительную секцию 112 через выпускную трубку 176. Твердые частицы, содержащиеся в текучих средах, проходящих через выпускную трубку 176 в наружную камеру 172, задерживаются в нижней части данной камеры до того, как текучая среда поступит во внутреннюю камеру 170. Остальные твердые частицы улавливаются в нижней части внутренней камеры 170.
[027] На фиг. 5 изображен еще один вариант выполнения уплотнительной секции 112, содержащей два механизма 118 отделения текучей среды, которые содержат внутреннее лабиринтное уплотнение 180, расположенное внутри наружного лабиринтного уплотнения 182. Внутреннее лабиринтное уплотнение 180 содержит несущую трубу 183, первую лабиринтную камеру 184, разделительную перегородку 186, вторую лабиринтную камеру 188, наружную стенку 190, верхние отверстия 192 для обмена текучей средой, нижние отверстия 194 для обмена текучей средой и выходные отверстия 196.
[028] Первая лабиринтная камера 184 ограничена кольцевым пространством, образованным между перегородкой 186 и наружной поверхностью несущей трубы 183 лабиринтного уплотнения. Вторая лабиринтная камера ограничена кольцевым пространством, образованным между наружной поверхностью перегородки 186 и внутренней поверхностью наружной стенки 190. Впускные отверстия 192 проходят через несущую трубу 183 и обеспечивают сообщение первой лабиринтной камеры 184 с кольцевым пространством 128. Нижние отверстия 194 проходят через перегородку 186 у самого низа и обеспечивают сообщение первой лабиринтной камеры 184 со второй лабиринтной камерой 188. Выходные отверстия 196 проходят через верхнюю часть наружной стенки 190 и обеспечивают сообщение второй лабиринтной камеры 188 с наружным лабиринтным уплотнением 182.
[029] Наружное лабиринтное уплотнение 182 расположено внутри корпуса 114 и содержит наружную камеру 198 и выпускную трубку 200. Наружная лабиринтная камера 198 образована в виде кольцевого пространства между внутренней поверхностью корпуса 114 и наружной поверхностью наружной стенки 190 внутреннего лабиринтного уплотнения 180. Выпускная трубка 200 проходит вниз к нижней части наружной лабиринтной камеры 198. Уплотнение 120а вала препятствует прохождению текучей среды в обход внутреннего лабиринтного уплотнения 180 и наружного лабиринтного уплотнения 182.
[030] В ходе цикла нагревания текучая среда поступает во внутреннее лабиринтное уплотнение 180 из кольцевого пространства 128 через впускные отверстия 192. Текучая среда проходит через впускные отверстия 192 в первую лабиринтную камеру 184, далее через нижние отверстия 194 во вторую лабиринтную камеру 184 и через выходные отверстия 196 в наружную лабиринтную камеру 198 наружного лабиринтного уплотнения 182. Из наружной лабиринтной камеры 198 текучая среда выходит через выпускную трубку 200. Дополнительные внутреннее лабиринтное уплотнение 180 и наружное лабиринтное уплотнение 182 увеличивают срок службы уплотнительной секции 112 благодаря тому, что обеспечивают улавливание загрязнений и твердых частиц внутри наружной лабиринтной камеры 198, второй лабиринтной камеры 188 и первой лабиринтной камеры 184.
[031] Несмотря на то, что были описаны внутренние и наружные механизмы 118 отделения текучей среды, содержащие узлы уплотнительной камеры и лабиринтные уплотнения, понятно, что в других вариантах выполнения используют другие механизмы уплотнения. Целесообразно применение поршневых уплотнений и сильфонов в одном или в обоих, внутреннем и наружном, механизмах 118 отделения текучей среды. Например, в одном варианте выполнения уплотнительная секция 112 содержит подвижное поршневое уплотнение для внутреннего механизма 118 отделения текучей среды и узел уплотнительной камеры для наружного механизма 118 отделения текучей среды. В другом варианте выполнения внутренний механизм 118 отделения текучей среды содержит гофрированное сильфонное уплотнение, которое расширяется и сжимается вдоль продольной оси внутри наружного механизма 118 отделения текучей среды, содержащего проходящий в радиальном направлении узел уплотнительной камеры.
[032] Таким образом, в разных вариантах выполнения уплотнительная секция 112 содержит внутренний механизм 118 отделения текучей среды, расположенный внутри наружного механизма 118 отделения текучей среды, который, в свою очередь, расположен внутри корпуса 114. Внутренний механизм 118 отделения текучей среды выбирают из узлов уплотнительной камеры, лабиринтных уплотнений, поршней и сильфонов. Подобным образом, наружный механизм 118 отделения текучей среды выбирают из узлов уплотнительной камеры, лабиринтных уплотнений, поршней и сильфонов. Внутренние и наружные механизмы 118 отделения текучей среды могут быть соединены последовательно или параллельно путем видоизменения траектории потока через уплотнительную секцию 112.
[033] Следует понимать, что, хотя в приведенном выше описании были изложены многочисленные характеристики и преимущества, а также детали конструкции и функции разных вариантов выполнения настоящего изобретения, данное описание является исключительно иллюстративным и могут быть выполнены частные изменения, особенно, что касается конструкции и расположения компонентов, не выходя за рамки принципов данного изобретения, в полной мере обозначенных общепринятыми значениями формулировок формулы изобретения. Специалисты в данной области техники поймут, что идеи данного изобретения могут быть применимы к другим системам, не выходя за рамки объема и сущности данного изобретения.
Claims (19)
1. Уплотнительная секция для использования в скважинной насосной системе, содержащая:
первый механизм отделения текучей среды и второй механизм отделения текучей среды, расположенный внутри указанного первого механизма отделения текучей среды, причем первый механизм отделения текучей среды представляет собой лабиринтное уплотнение, содержащее крышку, уплотнение вала и лабиринтную камеру, имеющую впускные отверстия, соединенные со вторым механизмом отделения текучей среды, и выпускные отверстия, соединенные со скважиной, при этом крышка и уплотнение вала препятствуют прохождению текучей среды в обход лабиринтного уплотнения.
2. Уплотнительная секция по п.1, в которой второй механизм отделения текучей среды выбран из группы, состоящей из внутренних узлов уплотнительной камеры, лабиринтных уплотнений, поршней и сильфонов.
3. Уплотнительная секция по п.2, в которой внутренний узел уплотнительной камеры содержит первый обратный клапан, сообщающийся с первым механизмом отделения текучей среды.
4. Уплотнительная секция по п.1, в которой первый механизм отделения текучей среды является наружным лабиринтным уплотнением, а второй механизм отделения текучей среды является внутренним лабиринтным уплотнением.
5. Уплотнительная секция для использования в скважинной насосной системе, содержащая:
первый механизм отделения текучей среды и второй механизм отделения текучей среды, расположенный внутри указанного первого механизма отделения текучей среды, причем второй механизм отделения текучей среды представляет собой лабиринтное уплотнение, содержащее крышку, уплотнение вала и лабиринтную камеру, имеющую выпускные отверстия, соединенные с первым механизмом отделения текучей среды, при этом крышка и уплотнение вала препятствуют прохождению текучей среды в обход лабиринтного уплотнения.
6. Уплотнительная секция по п.5, в которой лабиринтное уплотнение содержит разделительную перегородку и наружную стенку, ограничивающие указанную лабиринтную камеру, и несущую трубу, причем несущая труба и разделительная перегородка ограничивают вторую лабиринтную камеру.
7. Уплотнительная секция по п.5, в которой первый механизм отделения текучей среды выбран из группы, состоящей из наружных узлов уплотнительной камеры, лабиринтных уплотнений, поршней и сильфонов.
8. Уплотнительная секция по п.7, в которой наружный узел уплотнительной камеры содержит второй обратный клапан, сообщающийся со скважиной.
9. Уплотнительная секция по п.7, в которой выпускные отверстия соединяют лабиринтную камеру и наружный узел уплотнительной камеры.
10. Уплотнительная секция по п.5, в которой первый механизм отделения текучей среды является наружным лабиринтным уплотнением, а второй механизм отделения текучей среды является внутренним лабиринтным уплотнением.
11. Уплотнительная секция для использования в погружной насосной системе, содержащая вал, несущую трубу камеры, окружающую указанный вал, кольцевое пространство, образованное между валом и указанной несущей трубой камеры, первый механизм отделения текучей среды, второй механизм отделения текучей среды, расположенный внутри указанного первого механизма отделения текучей среды, и по меньшей мере одно уплотнение вала, расположенное вдоль вала, находящегося внутри первого механизма отделения текучей среды, причем первый механизм отделения текучей среды представляет собой лабиринтное уплотнение, содержащее крышку, уплотнение вала и лабиринтную камеру, имеющую впускные отверстия, соединенные со вторым механизмом отделения текучей среды, и выпускные отверстия, соединенные со скважиной, при этом крышка и уплотнение вала препятствуют прохождению текучей среды в обход лабиринтного уплотнения.
12. Уплотнительная секция по п.11, в которой второй механизм отделения текучей среды выбран из группы, состоящей из внутренних узлов уплотнительной камеры и лабиринтных уплотнений.
13. Уплотнительная секция по п.12, в которой уплотнение вала обеспечивает отведение текучей среды из кольцевого пространства во внутренний узел уплотнительной камеры.
14. Уплотнительная секция для использования в погружной насосной системе, содержащая вал, несущую трубу камеры, окружающую указанный вал, кольцевое пространство, образованное между валом и указанной несущей трубой камеры, первый механизм отделения текучей среды, второй механизм отделения текучей среды, расположенный внутри указанного первого механизма отделения текучей среды, и по меньшей мере одно уплотнение вала, расположенное вдоль вала, находящегося внутри первого механизма отделения текучей среды, причем второй механизм отделения текучей среды представляет собой лабиринтное уплотнение, содержащее крышку, уплотнение вала и лабиринтную камеру, имеющую выпускные отверстия, соединенные с первым механизмом отделения текучей среды, при этом крышка и уплотнение вала препятствуют прохождению текучей среды в обход лабиринтного уплотнения.
15. Уплотнительная секция по п.14, в которой лабиринтное уплотнение содержит разделительную перегородку и наружную стенку, ограничивающие указанную лабиринтную камеру, и несущую трубу, причем несущая труба и разделительная перегородка ограничивают вторую лабиринтную камеру.
16. Уплотнительная секция по п.14, в которой первый механизм отделения текучей среды выбран из группы, состоящей из наружных узлов уплотнительной камеры и лабиринтных уплотнений.
17. Насосная система для установки в подземной скважине, содержащая двигатель, насос, приводимый в действие указанным двигателем, и уплотнительную секцию, расположенную между двигателем и насосом и выполненную в соответствии с любым из пп.1-16.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201462051392P | 2014-09-17 | 2014-09-17 | |
| US62/051,392 | 2014-09-17 | ||
| PCT/US2015/050663 WO2016044579A1 (en) | 2014-09-17 | 2015-09-17 | Redundant esp seal section chambers |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2017108405A RU2017108405A (ru) | 2018-10-17 |
| RU2017108405A3 RU2017108405A3 (ru) | 2019-02-13 |
| RU2702795C2 true RU2702795C2 (ru) | 2019-10-11 |
Family
ID=54207799
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017108405A RU2702795C2 (ru) | 2014-09-17 | 2015-09-17 | Дополнительные камеры уплотнительной секции погружного электрического насоса |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20160076550A1 (ru) |
| CA (1) | CA2961631A1 (ru) |
| RU (1) | RU2702795C2 (ru) |
| WO (1) | WO2016044579A1 (ru) |
Families Citing this family (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US10228062B2 (en) | 2015-09-11 | 2019-03-12 | Ge Oil & Gas Esp, Inc. | Modular seal section with external ports to configure chambers in series or parallel configuration |
| WO2018185488A1 (en) * | 2017-04-07 | 2018-10-11 | Zilift Holdings Limited | Modular labyrinth seal system usable with electric submersible pumps |
| US10928841B2 (en) * | 2018-10-26 | 2021-02-23 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Seal section check valve with protection tube |
| WO2020190975A1 (en) * | 2019-03-18 | 2020-09-24 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Gas vent for a seal section of an electrical submersible pump assembly |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4940A (en) * | 1847-01-26 | Jesse reed | ||
| US4940094A (en) * | 1987-08-19 | 1990-07-10 | Institut Francais Du Petrole | Method and device to actuate specialized intervention equipment in a drilled well having at least one section highly slanted with respect to a vertical line |
| US20020192090A1 (en) * | 2001-06-18 | 2002-12-19 | Du Michael H. | Protector for electrical submersible pumps |
| RU2257659C2 (ru) * | 2002-12-04 | 2005-07-27 | Совместное предприятие закрытое акционерное общество "ХЭМЗ-IPEC" | Устройство для гидравлической защиты погружного электродвигателя |
| US20110236233A1 (en) * | 2010-03-24 | 2011-09-29 | Baker Hughes Incorporated | Double Sealing Labyrinth Chamber for Use With a Downhole Electrical Submersible Pump |
| US20130004344A1 (en) * | 2011-06-29 | 2013-01-03 | Baker Hughes Incorporated | Well Pump with Seal Section Having a Labyrinth Flow Path in a Metal Bellows |
| RU2513546C1 (ru) * | 2013-03-22 | 2014-04-20 | Иван Соломонович Пятов | Устройство для гидравлической защиты погружного электродвигателя скважинного, преимущественно, центробежного насоса (варианты) |
Family Cites Families (29)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2569741A (en) * | 1950-02-09 | 1951-10-02 | Reda Pump Company | Protecting unit for oil filled submergible motors |
| US3404924A (en) * | 1967-02-06 | 1968-10-08 | Goulds Pumps | Oil filled thrust bearing modules for submersible pumps |
| US3571636A (en) * | 1969-12-08 | 1971-03-23 | Oil Dynamics Inc | Protecting unit for an oil field submersible motor |
| US4313495A (en) * | 1980-06-13 | 1982-02-02 | Halliburton Services | Downhole pump with pressure limiter |
| US4377763A (en) * | 1981-03-19 | 1983-03-22 | Western Technology, Inc. | Seal section for a downhole pumping unit |
| US4940911A (en) * | 1989-06-21 | 1990-07-10 | Oil Dynamics, Inc. | Submersible pump equalizer with multiple expanding chambers |
| US4992689A (en) * | 1989-11-29 | 1991-02-12 | Camco, Inc. | Modular protector apparatus for oil-filled submergible electric motors |
| US6209636B1 (en) * | 1993-09-10 | 2001-04-03 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wellbore primary barrier and related systems |
| WO1997008459A1 (en) * | 1995-08-30 | 1997-03-06 | Baker Hughes Incorporated | An improved electrical submersible pump and methods for enhanced utilization of electrical submersible pumps in the completion and production of wellbores |
| US5860795A (en) * | 1996-03-22 | 1999-01-19 | Alberta Research Council | Method for underground-reservoir fluids production with pump drive contained within the wellbore |
| US6537628B1 (en) * | 1996-11-22 | 2003-03-25 | Timothy B. Bruewer | Reinforced elastomeric bag for use with electric submergible motor protectors |
| US5806596A (en) * | 1996-11-26 | 1998-09-15 | Baker Hughes Incorporated | One-trip whipstock setting and squeezing method |
| US6100616A (en) * | 1997-10-16 | 2000-08-08 | Camco International, Inc. | Electric submergible motor protector |
| US6307290B1 (en) * | 1998-03-16 | 2001-10-23 | Camco International, Inc. | Piston motor protector, and motor and pumping system incorporating the same |
| US6268672B1 (en) * | 1998-10-29 | 2001-07-31 | Camco International, Inc. | System and method for protecting a submergible motor from corrosive agents in a subterranean environment |
| US6478096B1 (en) * | 2000-07-21 | 2002-11-12 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for formation testing while drilling with minimum system volume |
| US6871713B2 (en) * | 2000-07-21 | 2005-03-29 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and methods for sampling and testing a formation fluid |
| US7182584B2 (en) * | 2003-09-17 | 2007-02-27 | Schlumberger Technology Corporation | Motor protector |
| US7367400B1 (en) * | 2004-09-13 | 2008-05-06 | Wood Group Esp, Inc. | Motor protector and method for chemical protection of same |
| US7654315B2 (en) * | 2005-09-30 | 2010-02-02 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus, pumping system incorporating same, and methods of protecting pump components |
| US20090022609A1 (en) * | 2006-02-14 | 2009-01-22 | Ivan Solomonovich Pyatov | Device for hydroprotection of a borehole pump electric motor |
| US7741744B2 (en) * | 2006-03-27 | 2010-06-22 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for protecting a submersible motor |
| US7530391B2 (en) * | 2006-05-31 | 2009-05-12 | Baker Hughes Incorporated | Seal section for electrical submersible pump |
| US7640979B2 (en) * | 2006-06-23 | 2010-01-05 | Schlumberger Technology Corporation | System for well logging |
| GB2463224B (en) * | 2007-07-20 | 2012-10-10 | Schlumberger Holdings | Pump motor protector with redundant shaft seal |
| US8221092B2 (en) * | 2008-10-31 | 2012-07-17 | Baker Hughes Incorporated | Downhole electrical submersible pump seal |
| US9593693B2 (en) * | 2012-03-19 | 2017-03-14 | Ge Oil & Gas Esp, Inc. | Seal section with parallel bag sections |
| US9441633B2 (en) * | 2012-10-04 | 2016-09-13 | Baker Hughes Incorporated | Detection of well fluid contamination in sealed fluids of well pump assemblies |
| US10082150B2 (en) * | 2015-08-06 | 2018-09-25 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Seal section with internal lubricant pump for electrical submersible well pump |
-
2015
- 2015-09-17 CA CA2961631A patent/CA2961631A1/en not_active Abandoned
- 2015-09-17 US US14/856,738 patent/US20160076550A1/en not_active Abandoned
- 2015-09-17 RU RU2017108405A patent/RU2702795C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2015-09-17 WO PCT/US2015/050663 patent/WO2016044579A1/en active Application Filing
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4940A (en) * | 1847-01-26 | Jesse reed | ||
| US4940094A (en) * | 1987-08-19 | 1990-07-10 | Institut Francais Du Petrole | Method and device to actuate specialized intervention equipment in a drilled well having at least one section highly slanted with respect to a vertical line |
| US20020192090A1 (en) * | 2001-06-18 | 2002-12-19 | Du Michael H. | Protector for electrical submersible pumps |
| RU2257659C2 (ru) * | 2002-12-04 | 2005-07-27 | Совместное предприятие закрытое акционерное общество "ХЭМЗ-IPEC" | Устройство для гидравлической защиты погружного электродвигателя |
| US20110236233A1 (en) * | 2010-03-24 | 2011-09-29 | Baker Hughes Incorporated | Double Sealing Labyrinth Chamber for Use With a Downhole Electrical Submersible Pump |
| US20130004344A1 (en) * | 2011-06-29 | 2013-01-03 | Baker Hughes Incorporated | Well Pump with Seal Section Having a Labyrinth Flow Path in a Metal Bellows |
| RU2513546C1 (ru) * | 2013-03-22 | 2014-04-20 | Иван Соломонович Пятов | Устройство для гидравлической защиты погружного электродвигателя скважинного, преимущественно, центробежного насоса (варианты) |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2017108405A (ru) | 2018-10-17 |
| US20160076550A1 (en) | 2016-03-17 |
| CA2961631A1 (en) | 2016-03-24 |
| WO2016044579A1 (en) | 2016-03-24 |
| RU2017108405A3 (ru) | 2019-02-13 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2659604C2 (ru) | Конструкция протектора для электрических погружных насосных систем | |
| CN101784792B (zh) | 具有冗余轴密封的泵用电动机保护器 | |
| CA2840417C (en) | Well pump with seal section having a labyrinth flow path in a metal bellows | |
| RU2702795C2 (ru) | Дополнительные камеры уплотнительной секции погружного электрического насоса | |
| US8328539B2 (en) | Submersible pump motor protector | |
| RU2701655C2 (ru) | Расширительная камера для текучей среды с защищенным сильфоном | |
| US20170321711A1 (en) | Isolated thrust chamber for esp seal section | |
| US7296622B2 (en) | Labyrinth seal for pumping system | |
| RU2513546C1 (ru) | Устройство для гидравлической защиты погружного электродвигателя скважинного, преимущественно, центробежного насоса (варианты) | |
| EA026331B1 (ru) | Устройство для гидравлической защиты погружного электродвигателя скважинного, преимущественно центробежного насоса (варианты) | |
| US10253883B2 (en) | Redundant shaft seals in ESP seal section | |
| US11365809B2 (en) | Mechanical seal protector for ESP seal sections | |
| US8246328B1 (en) | Seal section with sand trench | |
| US20240060502A1 (en) | Seal configuration for high density lubrication oils | |
| US10928841B2 (en) | Seal section check valve with protection tube | |
| RU2724169C2 (ru) | Модульная гидрозащита погружного электродвигателя с внешними портами |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200918 |