RU2748631C1

RU2748631C1 - Submersible pump unit on loading cable

Info

Publication number: RU2748631C1
Application number: RU2020134812A
Authority: RU
Inventors: Виктор Георгиевич Островский; Артем Николаевич Мусинский; Олег Борисович Юров; Максим Олегович Перельман; Евгений Вячеславович Пошвин
Original assignee: Акционерное общество "Новомет-Пермь"
Priority date: 2020-10-22
Filing date: 2020-10-22
Publication date: 2021-05-28
Also published as: WO2022086366A1

Abstract

FIELD: oil industry.SUBSTANCE: invention relates to oil-field equipment and can be used for oil production, complicated by a high gas ratio. A submersible pumping unit on a load-carrying cable is installed inside the tubing. The installation consists of an extension cable, an upper hydraulic protection, an electric motor, a lower hydraulic protection, a flow-out module, an inverted-type electric centrifugal pump, sealing units and a double gas separator with an inlet grate in the lower part and outlet openings in the upper part. There is a cutter with radial holes above the level of the pumped liquid at the end of the column. The sealing unit is equipped with sealing collars that overlap the string and act as a packer device. The double gas separator includes the upper and lower gas separators and is fixed in the cutter. The inlet grid of the gas separator is located below the cutter, the discharge openings of the upper gas separator are located above the level of the well fluid, opposite the radial openings of the cutter.EFFECT: invention is aimed at ensuring uninterrupted, reliable operation of the installation due to the removal of the separated gas into the annular space.1 cl, 2 dwg

Description

Изобретение относится к нефтепромысловому оборудованию, в частности к погружным насосным установкам, в состав которых входит газосепаратор, и может быть использовано для добычи нефти, осложненной высоким газовым фактором.The invention relates to oilfield equipment, in particular to submersible pumping units, which include a gas separator, and can be used for oil production, complicated by a high gas ratio.

Известно, что при добыче нефти с высоким газовым фактором используют газосепараторы, которые размещают перед входом в электроцентробежный насос над электродвигателем [RU 2232301, RU 2504691, RU 159811 U1].It is known that when producing oil with a high gas-oil ratio, gas separators are used, which are placed in front of the entrance to the electric centrifugal pump above the electric motor [RU 2232301, RU 2504691, RU 159811 U1].

Известные газосепараторы производят отделение газа от жидкости с последующим выводом его в затрубное пространство и подачи жидкости на прием насоса.Known gas separators produce separation of gas from liquid, followed by its output into the annular space and supply of liquid to the pump intake.

Недостатком известных устройств является то, что газосепараторы могут работать при максимальном газосодержании на приеме не более 50-60%.The disadvantage of the known devices is that the gas separators can operate at a maximum gas content at the intake of no more than 50-60%.

Известен секционный дифференциальный газосепаратор с боковыми обводными каналами [RU 172117, Е21В 43/38, опубл. 29.06.2017], включающий корпус, вал, установленные одна над другой нижнюю, среднюю и верхнюю секции, каждая из которых содержит вихревую ступень, пропеллерное колесо, завихритель, колокол, стакан, ступени рабочих колес и имеет приемные каналы, причем нижняя и средняя секции соединены между собой обводным каналом с выкидными отверстиями для дегазированной водонефтяной смеси, при этом газосепаратор дополнительно снабжен дифференциальной приставкой-диспергатором с приемными каналами, имеющим также в каждой секции отверстия в корпусе для обводного канала отделившегося свободного газа.Known sectional differential gas separator with side bypass channels [RU 172117, E21B 43/38, publ. 06/29/2017], including a housing, a shaft, installed one above the other lower, middle and upper sections, each of which contains a vortex stage, a propeller wheel, a swirler, a bell, a glass, impeller stages and has receiving channels, and the lower and middle sections are connected to each other by a bypass channel with outlets for the degassed water-oil mixture, while the gas separator is additionally equipped with a differential dispersing attachment with receiving channels, which also has holes in each section in the housing for the bypass channel of the separated free gas.

Недостатком данного газосепаратора является излишняя сложность конструкции. Кроме того, под воздействием перепада давления между выкидными отверстиями обводного канала и входным отверстием средней секции возникает переток от сепарированного газа, который из выкидного отверстия вновь попадает внутрь газосепаратора, что снижает его эффективность.The disadvantage of this gas separator is the excessive complexity of the design. In addition, under the influence of the pressure difference between the outlets of the bypass channel and the inlet of the middle section, an overflow occurs from the separated gas, which from the outlet again enters the inside of the gas separator, which reduces its efficiency.

Известен газосепаратор центробежного насоса, состоящий из нижнего и верхнего центробежных газосепараторов с приемными каналами для подачи водонефтегазовой смеси из затрубного пространства скважины [RU 67627, Е04В 43/00, опубл. 27.10.2007]. В нижнем газосепараторе между шнеком и рабочим колесом расположен акустический преобразователь, состоящий из статора и ротора. В верхнем газосепараторе аналогичный акустический преобразователь установлен после рабочего колеса и диспергатора, перед каналом подачи водонефтяной смеси в насос. Каждый центробежный газосепаратор снабжен выкидным каналом для удаления газа в затрубное пространство. При работе насосной установки скважинная жидкость поднимается по колонне НКТ.Known centrifugal pump gas separator, consisting of lower and upper centrifugal gas separators with receiving channels for supplying water-oil and gas mixture from the annular space of the well [RU 67627, E04B 43/00, publ. 27.10.2007]. An acoustic transducer consisting of a stator and a rotor is located in the lower gas separator between the auger and the impeller. In the upper gas separator, a similar acoustic transducer is installed after the impeller and disperser, before the channel for supplying the water-oil mixture to the pump. Each centrifugal gas separator is equipped with a flow channel for removing gas into the annulus. When the pumping unit is operating, the well fluid rises along the tubing string.

Недостатком данного газосепаратора является то, что под воздействием перепада давления между выкидными отверстиями и входной решеткой возникает переток отсепарированного газа, и он из выкидного отверстия попадает на входную решетку газосепаратора, что понижает эффективности сдвоенных сепараторов, вследствие чего коэффициент сепарации мало отличается от использования единичного сепаратора.The disadvantage of this gas separator is that under the influence of the pressure difference between the discharge openings and the inlet grate, the separated gas flows, and it enters the gas separator inlet grate from the outlet, which reduces the efficiency of double separators, as a result of which the separation coefficient differs little from the use of a single separator.

Известна насосная установка для подъема скважинной жидкости по эксплуатационной колонне [RU 2614426, F04D 13/10, опубл. 28.03.2017], содержащая пакер, короткий хвостовик, расположенный выше пакера электропогружной насос с головкой для соединения с тросом, перекачивающий скважинную жидкость из подпакерного пространства скважины в надпакерное пространство через обратный клапан, силовой кабель и датчики давления, измеряющие давление в полостях выше и ниже пакера. Пакер выполнен с полированной втулкой и шпонками, а прием насоса с помощью хвостовика сообщен с ниппелем, оснащенным наружными шпонками, ответными шпонкам пакера, и выполненным с возможностью герметичного ввода в полированную втулку пакера.Known pumping unit for lifting well fluid along the production string [RU 2614426, F04D 13/10, publ. 03/28/2017] containing a packer, a short liner, an electric submersible pump located above the packer with a head for connection with a cable, pumping well fluid from the under-packer space of the well to the above-packer space through a check valve, a power cable and pressure sensors measuring the pressure in the cavities above and below packer. The packer is made with a polished bushing and keys, and the pump intake by means of a liner is connected with a nipple equipped with outer keys, mating to the packer keys, and made with the possibility of hermetic insertion into the polished packer bushing.

Недостатками установки являются: для ее эксплуатации необходимо предварительно установить в эксплуатационной трубе пакер с полированной втулкой и шпонками, и ограничение возможности использования установки при высоком содержании газа в скважной жидкости.The disadvantages of the installation are: for its operation, it is necessary to first install a packer with a polished bushing and keys in the production pipe, and to limit the possibility of using the installation with a high gas content in the well fluid.

Наиболее близкой к заявляемой является погружная насосная установка, спускаемая на грузонесущем кабеле в дополнительную колонну НКТ внутри обсадной колонны, которая содержит последовательно расположенные сверху вниз грузонесущий кабель, грузонесущую муфту, кабельный удлинитель, гидрозащиту верхнюю (маслонаполненный компенсатор), маслонаполненный электродвигатель, гидрозащиту нижнюю, выкидной модуль, обратный клапан, электроцентробежный насос перевернутого типа и узел герметизации с всасывающим каналом [RU 2613542, F04D 13/10, опубл. 28.02.2017]. Узел герметизации представляет собой хвостовик с прикрепленным уплотнителем в виде механического пакера или эластомера, набухающего в скважинной жидкости, который перекрывает кольцевой зазор между хвостовиком и дополнительной колонной НКТ. К хвостовику, ниже уплотнителя, присоединен скважинный фильтр для защиты от механических примесей. При эксплуатации насосной установки подъем скважинной жидкости осуществляют по колонне НКТ.The closest to the claimed one is a submersible pumping unit, lowered on a load-carrying cable into an additional tubing string inside the casing string, which contains a load-carrying cable, a load-carrying sleeve, a cable extension, an upper hydraulic protection (oil-filled compensator), an oil-filled electric motor, a lower hydraulic protection, an ejection a module, a check valve, an inverted-type electric centrifugal pump and a sealing unit with a suction channel [RU 2613542, F04D 13/10, publ. 02/28/2017]. The sealing assembly is a liner with an attached seal in the form of a mechanical packer or an elastomer swelling in the well fluid that bridges the annular gap between the liner and the additional tubing string. A downhole filter is attached to the liner below the seal to protect it from mechanical impurities. During the operation of the pumping unit, the well fluid is lifted along the tubing string.

Недостатком погружной установки является низкая эффективность при добыче скважинной жидкости с высоким содержанием газа.The disadvantage of the submersible installation is its low efficiency in the production of well fluid with a high gas content.

Задачей настоящего изобретения является разработка надежной насосной установки, подвешенной на грузонесущем кабеле, в том числе малого диаметра, для эффективной добычи скважинной жидкости с высоким содержанием газа по эксплуатационной колонне.The objective of the present invention is to develop a reliable pumping unit suspended on a load-carrying cable, including a small diameter, for efficient production of well fluid with a high gas content along the production string.

Указанный технический результат достигается тем, что в погружной насосной установке, спускаемой на грузонесущем кабеле в колонну НКТ и содержащей кабельный удлинитель, гидрозащиту верхнюю, электродвигатель, гидрозащиту нижнюю, модуль выкидной, электроцентробежный насос перевернутого типа и узел герметизации, согласно изобретению, на конце колонны НКТ установлен отсекатель с радиальными отверстиями выше уровня перекачиваемой жидкости, узел герметизации снабжен уплотняющими манжетами, перекрывающими колонну и выполняющими роль пакерного устройства, в отсекателе закреплен сдвоенный газосепаратор, включающий верхний и нижний газосепараторы, при этом входная решетка газосепаратора расположена ниже отсекателя, а выкидные отверстия верхнего газосепаратора расположены напротив радиальных отверстий отсекателя.The specified technical result is achieved by the fact that in a submersible pumping unit, lowered on a load-carrying cable into the tubing string and containing an extension cable, an upper hydraulic protection, an electric motor, a lower hydraulic protection, a flow-out module, an inverted-type electric centrifugal pump and a sealing unit, according to the invention, at the end of the tubing string a cut-off device with radial holes is installed above the level of the pumped liquid, the sealing unit is equipped with sealing collars that overlap the string and act as a packer device, a double gas separator is fixed in the cut-off device, including the upper and lower gas separators, while the inlet grid of the gas separator is located below the cut-off valve, and the discharge openings of the upper gas separator located opposite the radial holes of the cutter.

За счет использования шевронных манжет в узле герметизации в отсекателе создается изолированный от вышерасположенных труб НКТ объем, куда отводится отсепарированный газ. При работающем электроцентробежном насосе скважная жидкость будет поступать через входную решетку газосепаратора, а газ - выходить через выкидные отверстия газосепаратора и через выпускные отверстия отсекателя в межтрубное пространство.Due to the use of chevron cuffs in the sealing unit, a volume isolated from the upstream tubing pipes is created in the cut-off device, where the separated gas is discharged. When the electric centrifugal pump is running, the borehole fluid will flow through the inlet grid of the gas separator, and the gas will exit through the discharge openings of the gas separator and through the outlets of the cutter into the annular space.

Сущность заявляемого изобретения поясняется чертежами, где на фиг. 1 представлена заявляемая погружная насосная установка, размещенная в НКТ, на конце которой установлен отсекатель, продольный разрез, на фиг. 2 - вариант применяемого сдвоенного газосепаратора.The essence of the claimed invention is illustrated by drawings, where Fig. 1 shows the inventive submersible pumping unit located in the tubing, at the end of which a cut-off device is installed, a longitudinal section, FIG. 2 - a variant of the used double gas separator.

Погружная установка перевернутого типа содержит грузонесущий кабель 1, кабельный удлинитель 2, гидрозащиту верхнюю 3, блок измерительный 4, электродвигатель 5, гидрозащиту нижнюю 6, электроцентробежный насос 8 с модулем выкидным 7 и узлы герметизации 9 (фиг. 1). Погружная установка размещается внутри насосно-компрессорной колонны 12, на конце которой накручен отсекатель 10, имеющий в верхней части радиальные отверстия 18. Внутри отсекателя 10 снизу и сверху размещены узлы герметизации 9, снабженные шевронными уплотняющими манжетами 17, и установлен сдвоенный газосепаратор, включающий верхний газосепаратор 13 и нижний газосепаратор 11. Узел герметизации 9 предназначен для исключения перетока откачиваемой жидкости, а манжеты 17, перекрывающие кольцевой зазор между колонной НКТ 12 и компонентами погружной установки, выполняют роль пакерного устройства. Каждый газосепаратор содержит геликоидальный шнек 19 с переменным шагом, вихревую камеру 20 и разделитель 21, имеющий выкидное отверстие 15 в нижнем газосепараторе 11 и выкидное отверстие 22 в верхнем газосепараторе 13 для выброса отсепарированного газа в межтрубное пространство 14 (фиг. 2). На нижнем газосепараторе 11 установлена входная щелевая решетка 16.An inverted submersible installation contains a load-carrying cable 1, an extension cable 2, an upper hydraulic protection 3, a measuring unit 4, an electric motor 5, a lower hydraulic protection 6, an electric centrifugal pump 8 with a flap module 7 and sealing units 9 (Fig. 1). The submersible installation is located inside the tubing string 12, at the end of which a cut-off device 10 is screwed, having radial holes 18 in the upper part. Inside the cut-off device 10, from the bottom and from the top, there are sealing units 9, equipped with chevron sealing cuffs 17, and a double gas separator is installed, including an upper gas separator 13 and the lower gas separator 11. The sealing unit 9 is designed to prevent the pumped liquid overflow, and the collars 17, overlapping the annular gap between the tubing string 12 and the components of the submersible installation, act as a packer device. Each gas separator contains a helical screw 19 with a variable pitch, a vortex chamber 20 and a separator 21 having a discharge opening 15 in the lower gas separator 11 and a discharge opening 22 in the upper gas separator 13 for ejection of the separated gas into the annular space 14 (Fig. 2). An inlet slot grating 16 is installed on the lower gas separator 11.

После спуска установки входная решетка 16 оказывается расположенной ниже отсекателя 10 в объеме скважинной жидкости, а выкидные отверстия 22 верхнего газосепаратора 13 расположены выше уровня перекачиваемой жидкости напротив радиальных отверстий 18 отсекателя 10.After lowering the installation, the inlet grid 16 is located below the cutter 10 in the volume of the well fluid, and the discharge holes 22 of the upper gas separator 13 are located above the level of the pumped liquid opposite the radial holes 18 of the cutter 10.

Установка работает следующим образом.The installation works as follows.

После спуска установки в колонну насосно-компрессорных труб 12 узлы герметизации 9, за счет распора нижних шевронных уплотняющих манжет 17, упирающихся во внутреннюю поверхность отсекателя 10, и верхних шевронных уплотняющих манжет 17, упирающихся во внутреннюю поверхность НКТ 12, перекрывают кольцевые пространства, выполняя роль пакера и исключают переток откачиваемой жидкости. Сдвоенный газосепаратор устанавливается в отсекателе 10 таким образом, что его выкидные отверстия 15 и 22 расположены внутри изолированного объема, образованного стенками отсекателя 10 и шевронными уплотнениями 17.After lowering the installation into the tubing string 12, the sealing units 9, due to the expansion of the lower chevron sealing collars 17, abutting against the inner surface of the cutter 10, and the upper chevron sealing collars 17, abutting against the inner surface of the tubing 12, overlap the annular spaces, acting as packer and exclude the overflow of pumped liquid. A double gas separator is installed in the cutter 10 in such a way that its discharge openings 15 and 22 are located inside an isolated volume formed by the walls of the cutter 10 and chevron seals 17.

При включении электродвигателя 5 скважинная жидкость проходит через входную решетку 16 центробежного нижнего газосепаратора 11, где закручивается геликоидальным шнеком 19 с переменным шагом. В поле центробежных сил происходит первичная сепарация газа, продолжающаяся в вихревой камере 20 с переносом жидкой фазы к периферии и вытеснением газовой фазы к центру. Из вихревой камеры 20 с помощью разделителя 21 отсепарированный газ из центра газосепаратора выводится через выкидные отверстия 15 нижнего газосепаратора 11, а частично отсепарированная скважинная жидкость направляется в верхний газосепаратор 13 на дополнительную вторичную сепарацию. По завершению вторичной сепарации отделенный газ удаляется через выкидные отверстия 22 верхнего газосепаратора 13. Удаленный из отверстий 15 и 22 газ проходит через радиальные отверстия отсекателя 18 и попадает в межтрубное пространство 14 между НКТ 12 и обсадной колонной 23, а нефтесодержащая жидкость поступает в насос 8, пройдя который, выходит через выкидной модуль 7 и поднимается внутри НКТ 12 на поверхность.When the electric motor 5 is turned on, the well fluid passes through the inlet grid 16 of the centrifugal lower gas separator 11, where it is twisted by a helical screw 19 with a variable pitch. In the field of centrifugal forces, primary gas separation occurs, continuing in the vortex chamber 20 with the transfer of the liquid phase to the periphery and the displacement of the gas phase to the center. From the vortex chamber 20, by means of the separator 21, the separated gas from the center of the gas separator is discharged through the discharge openings 15 of the lower gas separator 11, and the partially separated well fluid is directed to the upper gas separator 13 for additional secondary separation. Upon completion of the secondary separation, the separated gas is removed through the discharge openings 22 of the upper gas separator 13. The gas removed from the openings 15 and 22 passes through the radial openings of the cutter 18 and enters the annular space 14 between the tubing 12 and the casing 23, and the oily liquid enters the pump 8, after passing which, it exits through the flow-out module 7 and rises inside the tubing 12 to the surface.

Таким образом, использование сдвоенного газосепаратора, установленного ниже узла герметизации, в погружной насосной установке на грузонесущем кабеле повышает надежность работы электроцентробежного насоса благодаря двойной сепарации растворенного в скважинной жидкости газа. Отсепарированный газ можно добывать через межтрубное пространство.Thus, the use of a double gas separator installed below the sealing unit in a submersible pumping unit on a load-carrying cable increases the reliability of the electric centrifugal pump due to the double separation of gas dissolved in the well liquid. The separated gas can be produced through the annular space.

Размеры сдвоенного газосепаратора, установленного внизу погружной насосной установки, подбирают такие, что позволят применять его в скважинах любых габаритов, в том числе и малого диаметра.The dimensions of the double gas separator, installed at the bottom of the submersible pumping unit, are selected such that they can be used in wells of any size, including those of small diameter.

Claims

A submersible pumping unit on a load-carrying cable, lowered into a tubing string and containing an extension cable, an upper hydraulic protection, a measuring unit, an electric motor, a lower hydraulic protection, a flow-out module, an inverted-type electric centrifugal pump and a sealing unit, characterized in that a cut-off device is installed at the end of the column with radial holes above the level of the pumped liquid, the sealing unit is equipped with sealing collars that overlap the string and act as a packer device, a double gas separator is fixed in the cutter, including the upper and lower gas separators, while the inlet grate of the gas separator is located below the cutter, the discharge openings of the upper gas separator are located opposite the cutoff cut-off holes.