RU2753209C1

RU2753209C1 - Input device of deep well pump

Info

Publication number: RU2753209C1
Application number: RU2021102236A
Authority: RU
Inventors: Айдар Альбертович Каримов; Ринат Фаритович Ризатдинов
Original assignee: Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина
Priority date: 2021-02-01
Filing date: 2021-02-01
Publication date: 2021-08-12

Abstract

FIELD: mining industry.

SUBSTANCE: input device of a deep well pump is declared. The inlet device of the deep well pump includes concentrically arranged pipes, part of the outer pipe with suction holes and the lower part of the inner pipe with inlet holes are made with the possibility of communicating the well with the pump intake. The accumulation tank of mechanical impurities is made in the form of an extension of the external pipe from below. The outer pipe and the accumulation tank of mechanical impurities are separated above the inlet holes of the inner pipe by a partition with a lateral longitudinal branch pipe for communication. The suction holes of the outer pipe are located on one side and are made of a size that excludes the ingress of large mechanical impurities inside, forming a mechanical filter that is separated from the side branch pipe by longitudinal radial partitions to form a gas separation chamber. At the top of the gas separation chamber, there is a hole with a gas valve for releasing gas into the well. Part of the outer pipe with a filter and the gas separation chamber are connected from above by a branch pipe passing through one of the longitudinal partitions with an internal channel with a cross-section having an area at least three times smaller than the total cross-sectional area of the suction holes of the filter for gas separation in the gas separation chamber. The longitudinal branch pipe is made with lengths in the gas chamber sufficient for the accumulation of mechanical impurities during the entire inter-repair period, and with a volume sufficient to exclude the ingress of mechanical impurities into the inlet holes of the inner pipe.

EFFECT: effective separation of mechanical impurities regardless of the viscosity of the borehole fluid due to the presence of a filter at the inlet and minimizing gas ingress to the pump inlet due to its separation and discharge into the well.

3 cl, 4 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к оборудованию нефтяных скважин, и может быть использовано в составе скважинного оборудования при фильтрации скважинной жидкости для повышения эффективности добычи нефти в осложненных геологических условиях и для очистки извлекаемого флюида на приеме насоса.The invention relates to the oil and gas industry, namely to equipment for oil wells, and can be used as part of downhole equipment when filtering well fluid to improve the efficiency of oil production in difficult geological conditions and to clean the extracted fluid at the pump intake.

Известно устройство для предотвращения попадания песка на прием насоса (патент на ПМ RU №181492, МПК E21B 43/08, опубл. 17.07.2018. Бюл. № 20), содержащее конусную камеру, соединенную с насосно-компрессорной трубой (НКТ), имеющую входное отверстие для поступления жидкости из скважины, внутри которой установлено сопло, соединенное с верхней камерой, в свою очередь, соединенной с приемом насоса.Known device for preventing sand from entering the pump intake (patent for PM RU No. 181492, IPC E21B 43/08, publ. 17.07.2018. Bull. No. 20), containing a conical chamber connected to the tubing, having an inlet for fluid flow from the well, inside which a nozzle is installed, connected to the upper chamber, in turn connected to the pump intake.

Недостатками данного устройства являются узкая область применения из-за возможности работы только при постоянном потоке жидкости при переменной устройство работает не эффективно из-за большой инертности воды в НКТ, то есть для работы с плунжерными насосами данное устройство не подходит, при этом газ, содержащийся в жидкости, поступает на вход насоса в первую очередь, так как имеет наименьшую плотность по сравнению с жидкостью и песком, поэтому отжимается при вращении в цент устройства, откуда поступает прямо на вход насоса, снижая его эффективность работы.The disadvantages of this device are a narrow field of application due to the possibility of working only with a constant flow of liquid with a variable, the device does not work effectively due to the high inertness of water in the tubing, that is, this device is not suitable for working with plunger pumps, while the gas contained in liquid, enters the pump inlet first of all, since it has the lowest density compared to liquid and sand, therefore it is squeezed out when rotating to the center of the device, from where it flows directly to the pump inlet, reducing its efficiency.

Наиболее близким по технической сущности является скважинный штанговый насос (патент RU №2360145, МПК F04B 47/00, опубл. 27.06.2009. Бюл. № 18), содержащий рабочую пару плунжер - цилиндр с установленными в них соответственно нагнетательным и всасывающим клапанами, фильтр механических примесей, связанный с приемом насоса и снабженный снизу емкостью предварительного накопления механических примесей, причем фильтр механических примесей состоит из концентрически расположенных труб, верхняя часть наружной трубы и нижняя часть внутренней трубы гидравлически сообщают забой скважины с приемом насоса, а емкость предварительного накопления механических примесей выполнена в виде продолжения внешней трубы фильтра и снабжена подпружиненным клапаном, установленным в нижней части емкости, причем расстояние от насоса до подпружиненного клапана больше, чем расстояние от насоса до интервала перфорации.The closest in technical essence is a downhole sucker rod pump (patent RU No. 2360145, IPC F04B 47/00, publ. 06/27/2009. Bull. No. 18), containing a working pair of plunger-cylinder with installed in them, respectively, discharge and suction valves, filter mechanical impurities associated with the intake of the pump and equipped from below with a reservoir for preliminary accumulation of mechanical impurities, and the filter of mechanical impurities consists of concentrically arranged pipes, the upper part of the outer pipe and the lower part of the inner pipe hydraulically communicate the bottom of the well with the intake of the pump, and the reservoir for preliminary accumulation of mechanical impurities is made in the form of an extension of the outer pipe of the filter and is equipped with a spring-loaded valve installed in the lower part of the container, and the distance from the pump to the spring-loaded valve is greater than the distance from the pump to the perforation interval.

Недостатками фильтра механических примесей данного насоса являются узкая область применения из-за сложности отделения механических примесей от вязкой нефти только при помощи гравитационных сил и отсутствие отделения газа от скважинной жидкости, который поступает прямо на вход насоса, снижая его эффективность работы.The disadvantages of the filter of mechanical impurities of this pump are a narrow field of application due to the complexity of separating mechanical impurities from viscous oil only using gravitational forces and the lack of separation of gas from the well fluid, which flows directly to the pump inlet, reducing its efficiency.

Технической задачей предполагаемого изобретения является создание входного устройства глубинного скважинного насоса, позволяющего расширить область применения за счет эффективного отделения механических примесей не зависимо от вязкости скважинной жидкости за счет наличия фильтра на входе и минимизировать попадание газа на вход насоса за счет его отделения и отвода в скважинное пространство.The technical objective of the proposed invention is to create an inlet device for a downhole pump that allows you to expand the scope of application due to the effective separation of mechanical impurities, regardless of the viscosity of the well fluid due to the presence of a filter at the inlet and to minimize the ingress of gas to the pump inlet due to its separation and removal into the well space ...

Техническая задача решается входным устройством глубинного скважинного насоса, включающим концентрически расположенные трубы, часть наружной трубы с всасывающим отверстиями и нижняя часть внутренней трубы с входными отверстиями выполнены с возможностью сообщения скважины с приемом насоса, а емкость накопления механических примесей выполнена в виде продолжения внешней трубы снизу.The technical problem is solved by the inlet device of a deep well pump, which includes concentrically arranged pipes, a part of the outer pipe with suction holes and the lower part of the inner pipe with inlets are made with the possibility of communicating the well with the pump intake, and the reservoir for accumulating mechanical impurities is made in the form of a continuation of the outer pipe from the bottom.

Новым является то, что наружная труба и емкость накопления механических примесей разделены выше входных отверстий внутренней трубы перегородкой с боковым продольным патрубком для сообщения, а всасывающие отверстия наружной трубы расположены с одной стороны и выполнены размером, исключающим попадание крупных механических примесей внутрь, образуя механический фильтр, который отделен от бокового патрубка продольными радиальными перегородками с образованием газоотделительной камеры, вверху которой выполнено отверстие с газовым клапаном для выпуска газа в скважину, часть наружной трубы с фильтром и газоотделительная камера сверху сообщены патрубком, проходящим через одну из продольных перегородок, с внутренним каналом в поперечном сечении имеющим площадь как минимум в три раза меньшим, чем суммарная площадь поперечного сечения всасывающих отверстий фильтра для выделения газа в газоотделительной камере, при этом продольный патрубок выполнен с длинами в газовой камере достаточной для скопления механических примесей весь межремонтный период, а в емкости - достаточной для исключения попадания механических примесей в входные отверстия внутренней трубы.The novelty is that the outer pipe and the storage tank for mechanical impurities are separated above the inlet openings of the inner pipe by a partition with a lateral longitudinal nozzle for communication, and the suction openings of the outer pipe are located on one side and are made of a size that excludes the ingress of large mechanical impurities inside, forming a mechanical filter, which is separated from the lateral nozzle by longitudinal radial partitions to form a gas separation chamber, at the top of which there is an opening with a gas valve to release gas into the well, a part of the outer pipe with a filter and the gas separation chamber from above are communicated by a nozzle passing through one of the longitudinal partitions, with an inner channel in the transverse section having an area at least three times smaller than the total cross-sectional area of the suction openings of the filter for gas evolution in the gas separation chamber, while the longitudinal branch pipe is made with lengths in the gas chamber sufficient for accumulation I have mechanical impurities during the entire overhaul period, and in the container - sufficient to prevent the ingress of mechanical impurities into the inlet openings of the inner pipe.

Новым является также то, что всасывающие отверстия наружной трубы имеют снаружи фаски с углом между противоположными сторонами не менее 60°.It is also new that the suction openings of the outer pipe are chamfered on the outside with an angle between opposite sides of at least 60 °.

Новым является также то, что соотношение длин продольного патрубка в газовой камере и емкости от 1:3 до 1:8.It is also new that the ratio of the lengths of the longitudinal branch pipe in the gas chamber and the container is from 1: 3 to 1: 8.

На фиг. 1 изображено устройство сверху.FIG. 1 shows the device from above.

На фиг. 2 изображен разрез В-В фиг. 3.FIG. 2 shows a section b-b of FIG. 3.

На фиг. 3 изображен разрез А-А фиг. 1.FIG. 3 shows a section a-a of FIG. 1.

На фиг. 4 изображен разрез Б-Б фиг. 1.FIG. 4 shows a section b-b of Fig. 1.

Входное устройство глубинного скважинного насоса включает концентрически расположенные трубы 1 и 2 (фиг. 1 - 4), часть 3 (фиг. 3) наружной трубы 1 с всасывающим отверстиями 4 и нижняя часть 5 внутренней трубы 2 с входными отверстиями 6 выполнены с возможностью сообщения скважины с приемом насоса (не показаны). Емкость 7 (фиг. 3 и 4) накопления механических примесей выполнена в виде продолжения внешней трубы 1 снизу. Наружная труба 1 (фиг. 3) и емкость 7 накопления механических примесей разделены выше входных отверстий 6 внутренней трубы 2 перегородкой 8 с боковым продольным патрубком 9 для сообщения. Всасывающие отверстия 4 наружной трубы 1 расположены с одной ее стороны и выполнены размером, исключающим попадание крупных механических примесей внутрь из скважины, образуя механический фильтр, который отделен от бокового патрубка 9 продольными радиальными перегородками 10 (фиг. 2 и 3) с образованием газоотделительной камеры 11 (фиг. 2). Вверху газоотделительной камеры 11 (фиг. 3) выполнено отверстие 12 с газовым клапаном 13 для выпуска газа в скважину. Часть 3 наружной трубы 1 с всасывающими отверстиями 4 и газоотделительная камера 11 сверху сообщены патрубком 14, проходящим через одну из продольных перегородок 10 (фиг. 4), с внутренним каналом 15, в поперечном сечении имеющим площадь как минимум в три раза меньшим, чем суммарная площадь поперечного сечения всасывающих отверстий 4 (фиг. 3) фильтра для выделения газа в газоотделительной камере 11. Продольный патрубок 9 выполнен с длинами: L1 в газовой камере 11 достаточной для скопления механических примесей весь межремонтный период, а в емкости - L2 - достаточной для исключения попадания механических примесей в входные отверстия 6 внутренней трубы 2 (определяется эмпирическим путем). Как показала практика если всасывающие отверстия 4 (фиг. 3) наружной трубы 1 имеют снаружи фаски α с углом между противоположными сторонами не менее 60° (α ≥ 60°), то срок службы фильтра до необходимости очистки (до ухудшения пропускной способности всасывающих отверстий 4 как минимум в 2 раза) увеличивается примерно в 2 - 2,5 раза за счет самоочистки от механических примесей. Для месторождений Республики Татарстан (РТ) соотношение длин L1 и L2 продольного патрубка 8 в газовой камере и емкости укладывается в диапазон от 1:3 до 1:8 (L1 : L2 = 1:3 ÷ 1:8) - определено опытным путем.The inlet device of the deep well pump includes concentrically arranged pipes 1 and 2 (Fig. 1 - 4), part 3 (Fig. 3) of the outer pipe 1 with suction holes 4 and the lower part 5 of the inner pipe 2 with inlet holes 6 are made with the possibility of communicating with the well with a pump intake (not shown). Tank 7 (Fig. 3 and 4) accumulation of mechanical impurities is made in the form of a continuation of the outer pipe 1 from below. The outer pipe 1 (Fig. 3) and the reservoir 7 for accumulating mechanical impurities are separated above the inlet openings 6 of the inner pipe 2 by a partition 8 with a lateral longitudinal branch pipe 9 for communication. The suction openings 4 of the outer pipe 1 are located on one side and are made with a size that excludes the ingress of large mechanical impurities inward from the well, forming a mechanical filter, which is separated from the side pipe 9 by longitudinal radial partitions 10 (Fig. 2 and 3) with the formation of a gas separation chamber 11 (Fig. 2). At the top of the gas separation chamber 11 (Fig. 3) there is an opening 12 with a gas valve 13 to release gas into the well. Part 3 of the outer pipe 1 with suction holes 4 and the gas separation chamber 11 from above are connected by a branch pipe 14 passing through one of the longitudinal partitions 10 (Fig. 4), with an inner channel 15, in cross-section having an area at least three times smaller than the total the cross-sectional area of the suction openings 4 (Fig. 3) of the filter for gas evolution in the gas separation chamber 11. The longitudinal branch pipe 9 is made with lengths: L1 in the gas chamber 11 is sufficient for the accumulation of mechanical impurities throughout the overhaul period, and in the tank - L2 is sufficient to exclude the ingress of mechanical impurities into the inlet holes 6 of the inner pipe 2 (determined empirically). As practice has shown, if the suction openings 4 (Fig. 3) of the outer pipe 1 have chamfers α outside with an angle between opposite sides of at least 60 ° (α ≥ 60 °), then the filter service life before the need for cleaning (until the throughput of the suction openings 4 deteriorates at least 2 times) increases by about 2 - 2.5 times due to self-cleaning from mechanical impurities. For the fields of the Republic of Tatarstan (RT), the ratio of the lengths L1 and L2 of the longitudinal branch pipe 8 in the gas chamber and the tank falls within the range from 1: 3 to 1: 8 (L1: L2 = 1: 3 ÷ 1: 8) - determined experimentally.

Конструктивные элементы и технологические соединения, не влияющие на работоспособность устройства, на чертежах (фиг. 1 - 4) не показаны или показаны условно.Structural elements and technological connections that do not affect the operability of the device are not shown in the drawings (Figs. 1-4) or are shown conditionally.

Устройство работает следующим образом.The device works as follows.

Внутреннюю трубу 2 (фиг. 1) соединяют со входом глубинного скважинного насоса, а наружную трубу 1, отделенную от скважины сверху крышкой 16, при необходимости соединяют с корпусом этого же насоса (для более надежного соединения, например). Устройство с насосом спускают в скважину в интервал работы насоса. После чего насос запускают в работу. В результате на входе насоса создается разряжение (давление ниже пластового в скважине), которое через входные отверстия 6 (фиг. 3) нижней части 5 внутренней трубы передается в емкость 7, и далее через продольный патрубок 9 в газоотделительную камеру 11, а через патрубок 14 - в часть 3 наружной трубы 1 с всасывающими отверстиями 4. Под действием перепада давлений жидкость из скважины поступает сначала внутрь части 3 наружной трубы 1 через отверстия 4, которые не позволяют крупным механическим примесям проходить внутрь этой части 3 независимо от вязкости продукции скважины. Далее жидкость сверху по патрубку 14 в одной из перегородок 10 (фиг. 2 и 4) перетекает в газоотделительную камеру 11 (фиг.3). Так как внутренний канал 15 (фиг. 4), в поперечном сечении имеет площадь как минимум в три раза меньшим, чем суммарная площадь поперечного сечения всасывающих отверстий 4 (фиг. 3) части 3 фильтра, то в канале 15 (фиг. 4) патрубка 14 (фиг. 3) резко возрастает скорость потока жидкости, что приводи к снижению гидростатического давления (согласно закону Бернулли) и, как следствие, выделению в газоотделительной камере 11 растворенного в жидкости газа. Менее плотный газ располагается сверху газоотделительной камеры 11, а жидкость без газа опускается вниз, где на перегородке 8 осаждаются механические примеси за счет гравитационного разделения. Из-за того, что площадь поперечного сечения продольного патрубка 9 гораздо меньше площади перегородки 8 в газоотделительной камере 11, а патрубок 9 в этой камере 11 возвышается над перегородкой 8 на длину L1, в емкость 7 проходит по патрубку 9 небольшое количество механических примесей, которые осаждаются за счет гравитационного разделения на дне емкости 7. Чтобы исключить захват механических примесей входными отверстиями 6 внутренней трубы 2 патрубок 9 подбирается соответствующей длиной L1 в этой емкости 7. На месторождениях РТ соотношение длин L1 и L2 патрубка 9 находится в диапазоне L1 : L2 = 1:(3 ÷ 8), а длина в газоотделительной камеры предпочтительно в пределах L1 = 0,7 ÷ 1,4 м. Если всасывающие отверстия 4 части 3 быстро забиваются (быстрее, чем межремонтный период насоса), то рекомендуется их снаружи оснастить фасками с углом α ≥ 60°. По мере накопления газа в газоотделительной камере 11 уровень жидкости в нем снижается, после снижения ниже газового клапана 13 его запорный орган 17, имеющий плотность ниже плотности скважинной жидкости, опускается вместе с уровнем, а газ из камеры 11 стравливается через отверстие 12 в скважину, где поднимается по межтрубному пространству и отбирается на устье скважины. При этом уровень жидкости в газоотделительной камере 11 возрастает, под действием которого запорный орган 17 клапана 13 перекрывает отверстие 12 до следующего снижения уровня жидкости. Так газоотделительная камера 11 периодически освобождает от накопившегося газа в ней.The inner pipe 2 (Fig. 1) is connected to the inlet of the deep well pump, and the outer pipe 1, separated from the well from the top by the cover 16, is, if necessary, connected to the body of the same pump (for a more reliable connection, for example). The device with the pump is lowered into the well during the pump operation interval. Then the pump is started up. As a result, a vacuum is created at the pump inlet (pressure below the formation pressure in the well), which is transmitted through the inlet holes 6 (Fig. 3) of the lower part 5 of the inner pipe to the tank 7, and then through the longitudinal branch pipe 9 into the gas separation chamber 11, and through the branch pipe 14 - into part 3 of the outer pipe 1 with suction holes 4. Under the influence of the pressure difference, the liquid from the well enters first into the part 3 of the outer pipe 1 through the holes 4, which do not allow large mechanical impurities to pass into this part 3, regardless of the viscosity of the well product. Further, the liquid from above along the branch pipe 14 in one of the partitions 10 (Fig. 2 and 4) flows into the gas separation chamber 11 (Fig. 3). Since the inner channel 15 (Fig. 4), in cross-section, has an area at least three times smaller than the total cross-sectional area of the suction openings 4 (Fig. 3) of the filter part 3, then in the channel 15 (Fig. 4) of the nozzle 14 (Fig. 3), the liquid flow rate sharply increases, which leads to a decrease in hydrostatic pressure (according to Bernoulli's law) and, as a consequence, the release of gas dissolved in the liquid in the gas separation chamber 11. A less dense gas is located on top of the gas separation chamber 11, and the liquid without gas goes down, where mechanical impurities are deposited on the partition 8 due to gravitational separation. Due to the fact that the cross-sectional area of the longitudinal branch pipe 9 is much less than the area of the baffle 8 in the gas separation chamber 11, and the branch pipe 9 in this chamber 11 rises above the baffle 8 by the length L1, a small amount of mechanical impurities passes into the container 7 through the branch pipe 9, which are deposited due to gravitational separation at the bottom of the tank 7. To exclude the capture of mechanical impurities by the inlets 6 of the inner pipe 2, the branch pipe 9 is selected with the corresponding length L1 in this tank 7. At the RT fields, the ratio of the lengths L1 and L2 of the branch pipe 9 is in the range L1: L2 = 1 : (3 ÷ 8), and the length in the gas separation chamber is preferably within L1 = 0.7 ÷ 1.4 m angle α ≥ 60 °. As gas accumulates in the gas separation chamber 11, the liquid level in it decreases, after lowering below the gas valve 13, its shut-off element 17, which has a density lower than the density of the well fluid, descends along with the level, and the gas from the chamber 11 is vented through the hole 12 into the well, where rises along the annular space and is sampled at the wellhead. In this case, the liquid level in the gas separation chamber 11 increases, under the action of which the shut-off element 17 of the valve 13 closes the opening 12 until the next decrease in the liquid level. So the gas separating chamber 11 periodically frees from the accumulated gas in it.

В процессе работы глубинного скважинного насоса контролируют нагрузку на штангах штангового глубинного насоса (ШГН) или потребляемую энергию (кВт*ч) электрического центробежного насоса (ЭЦН), а также проводят периодический анализ поднимаемой на поверхность насосом скважинной жидкости. Если нагрузка на штанги ШГН, потребляема энергия или содержание механических примесей в жидкости возрастает и приближается к граничным показателям (определяется паспортными данными скважинного оборудования и технологическими картами на скважинное оборудование), что говорит о засорении всасывающих отверстий 4 и/или переполнении газовой камеры 11 или емкости 7 механическими примесями., то насос с устройством извлекают из скважины. После чего устройство разбивают чистят и опять собирают. Если период работы устройства меньше и не соответствует межремонтному периоду насоса, то всасывающие отверстия 4 оснащают фасками α, а длины L1 и L2 патрубка 9 увеличивают. После сборки и соединения с насосом устройство готово к работе.During the operation of the borehole pump, the load on the rods of the sucker rod pump (SRP) or the consumed energy (kW * h) of the electric centrifugal pump (ESP) is monitored, and periodic analysis of the well fluid raised to the surface by the pump is carried out. If the load on the sucker rod pump rods, the energy consumed or the content of mechanical impurities in the fluid increases and approaches the boundary values (determined by the passport data of the downhole equipment and flow charts for the downhole equipment), which indicates the clogging of the suction holes 4 and / or the overflow of the gas chamber 11 or the tank 7 mechanical impurities., Then the pump with the device is removed from the well. Then the device is broken, cleaned and reassembled. If the period of operation of the device is less and does not correspond to the overhaul period of the pump, then the suction holes 4 are equipped with chamfers α, and the lengths L1 and L2 of the branch pipe 9 are increased. After assembly and connection to the pump, the device is ready for operation.

Предлагаемое устройство глубинного скважинного насоса позволяет расширить область применения за счет эффективного отделения механических примесей не зависимо от вязкости скважинной жидкости за счет наличия фильтра на входе и минимизировать попадание газа на вход насоса за счет его отделения и отвода в скважину.The proposed device of a deep well pump allows you to expand the area of application due to the effective separation of mechanical impurities, regardless of the viscosity of the well fluid due to the presence of a filter at the inlet and to minimize the ingress of gas to the pump inlet due to its separation and discharge into the well.

Claims

1. The inlet device of a deep well pump, including concentrically arranged pipes, a part of the outer pipe with suction holes and the lower part of the inner pipe with inlet holes made with the possibility of communicating the well with the pump intake, and the storage tank for mechanical impurities is made in the form of a continuation of the outer pipe from the bottom, characterized in that the outer pipe and the storage tank for mechanical impurities are separated above the inlet openings of the inner pipe by a partition with a lateral longitudinal nozzle for communication, and the suction openings of the outer pipe are located on one side and are made of a size that excludes the ingress of large mechanical impurities inside, forming a mechanical filter, which it is separated from the side pipe by longitudinal radial partitions to form a gas separation chamber, at the top of which there is an opening with a gas valve to release gas into the well, a part of the outer pipe with a filter and a gas separation chamber from above. with a branch pipe passing through one of the longitudinal partitions, with an internal channel in cross-section having an area at least three times smaller than the total cross-sectional area of the suction openings of the filter for gas evolution in the gas separation chamber, while the longitudinal branch pipe is made with lengths in the gas chamber, sufficient for the accumulation of mechanical impurities throughout the overhaul period, and in the tank - sufficient to prevent the ingress of mechanical impurities into the inlet openings of the inner pipe.

2. The inlet device of the borehole pump according to claim 1, characterized in that the suction openings of the outer pipe are chamfered on the outside with an angle between opposite sides of at least 60 °.

3. The inlet device of a deep well pump according to one of claims 1 or 2, characterized in that the ratio of the lengths of the longitudinal branch pipe in the gas chamber and the container is from 1: 3 to 1: 8.