RU61369U1

RU61369U1 - COMPOSITION OF SUBMERSIBLE PUMP INSTALLATION

Info

Publication number: RU61369U1
Application number: RU2006135384/22U
Authority: RU
Inventors: Сергей Александрович Ефремов; Алексей Александрович Лобанов
Original assignee: Сергей Александрович Ефремов
Priority date: 2006-10-09
Filing date: 2006-10-09
Publication date: 2007-02-27

Abstract

Полезная модель относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при добыче из скважин нефти с попутным газом. Повышение эффективности на смесях с высоким содержанием газа и кпд всей насосной установки в погружной насосной установке достигается тем, что в погружной насосной установке, включающей погружной электродвигатель, погружной насос и сепаратор, узел разделения потоков жидкости и газа, согласно полезной модели содержит насос объемного типа, погружной насос выполнен в виде погружного насоса динамического типа, насос объемного типа установлен на выходе погружного насоса динамического типа. Кроме того, погружная насосная установка содержит узел смешивания потоков жидкости и газа, установленный после насоса объемного типа динамического типа. 1 илл, 1 з.п. ф-лы.The utility model relates to the oil industry and can be used in the extraction of associated petroleum gas from wells. The increase in efficiency in mixtures with a high gas content and efficiency of the entire pumping unit in a submersible pumping unit is achieved by the fact that in a submersible pumping unit including a submersible electric motor, a submersible pump and a separator, the unit for separating liquid and gas flows, according to a utility model, contains a volumetric pump, the submersible pump is designed as a dynamic type submersible pump, the displacement type pump is installed at the output of the dynamic type submersible pump. In addition, the submersible pump installation includes a mixing unit for the flow of liquid and gas, installed after the volumetric type dynamic type pump. 1 ill., 1 z.p. f-ly.

Description

Полезная модель относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при добыче нефти с попутным газом из скважин.The utility model relates to the oil industry and can be used in oil production with associated gas from wells.

Известна компоновка погружной насосной установки, содержащая погружной электродвигатель с гидрозащитой, газосепаратор, диспергатор и погружной насос, отличающаяся тем, что газосепаратор содержит установленные на валу кавернообразующее колесо и сепарационный барабан с ребрами, при этом выходные кромки лопастей кавернообразующего колеса расположены на осевом расстоянии от входных кромок ребер сепарационного барабана, диспергатор выполнен в виде ступеней, содержащих статоры-втулки и роторы, расположенные внутри статоров-втулок, причем на поверхностях сопряжения статоров-втулок и роторов выполнены выступы и впадины.A known arrangement of a submersible pump installation comprising a submersible motor with hydraulic protection, a gas separator, a dispersant and a submersible pump, characterized in that the gas separator comprises a cavity-forming wheel and a separation drum with ribs mounted on the shaft, while the output edges of the caverning-wheel blades are located at an axial distance from the input edges ribs of the separation drum, the dispersant is made in the form of steps containing stator sleeves and rotors located inside the stator sleeves, m-mating surfaces of the stators and rotors sleeves made protrusions and cavities.

Недостатком данного аналога является наличие в конструкции установки диспергатора, что требует дополнительной энергии и снижает коэффициент полезного действия (кпд) погружной насосной установки. Кроме того, по ходу движения жидкости возможно ее разделение по фракциям и выделение свободного газа. Это может привести к срыву подачи газожидкостной смеси, если в качестве погружного насоса использован центробежный насос. Это также снижает эффективность работы погружной насосной установки.The disadvantage of this analogue is the presence in the design of the installation of the dispersant, which requires additional energy and reduces the efficiency (efficiency) of the submersible pump installation. In addition, as the liquid moves, it is possible to separate it into fractions and release free gas. This can lead to disruption of the gas-liquid mixture if a centrifugal pump is used as a submersible pump. It also reduces the efficiency of the submersible pump unit.

Наиболее близким к заявляемой полезной модели является компоновка погружной насосной установки, включающая погружной электродвигатель с гидрозащитой, погружной насос и сепаратор, содержащий узел разделения потоков жидкости и газа: отсепарированного газа в затрубное пространство и отсепарированной жидкости на прием погружного насоса.Closest to the claimed utility model is the arrangement of a submersible pump installation, including a submersible motor with hydraulic protection, a submersible pump and a separator containing a unit for separating liquid and gas flows: separated gas into the annulus and separated liquid to receive the submersible pump.

Известное устройство имеют низкую эффективность и кпд. Причина недостижения в прототипе заявленного технического результата заключается в том, что на образование газовых суперкаверн затрачивается часть энергии, подводимой к насосной установке. При такой сепарации энергия, затрачиваемая на сепарацию пластовой жидкости (газожидкостная смесь является составляющей пластовой жидкости), отводится вместе с газовой составляющей в затрубное пространство. Часть этого свободного газа поднимается к устью скважины, создавая повышенное давление в стволе скважины, а часть газа конденсируется (сжижается) и растворяется в пластовой жидкости под действием давления столба пластовой жидкости и циркуляции потоков пластовой жидкости в скважине. При такой конструкции прототипа вблизи погружного насоса, в пластовой жидкости повышается содержание газа (как свободного так и растворенного) и легких фракций пластовой жидкости. Такое изменение фракционного состава жидкости может привести к срыву подачи газожидкостной смеси погружного (в особенности центробежного) насоса. Увеличение газосодержания в пластовой жидкости приводит также и к снижению эффективности сепарации, и, как следствие, - к увеличению содержания газа (как свободного, так и растворенного) в отсепарированной жидкости, которая нагнетается погружным (например - многоступенчатым центробежным насосом). Нагнетание многофазной жидкости многоступенчатым центробежным насосом сопровождается многократно повторяемым сжатием и расширением газовой фазы потока в каждой ступени. КПД установки снижается, так как при прохождении газа через одну из ступеней затрачивается энергия на сжатие, а на входе в следующую ступень газ самопроизвольно расширяется, поскольку геометрические размеры (проходные сечения, объемы) ступеней одинаковы. Это приводит к образованию газовых пробок, всплытию рабочих колес ступеней, снижению объемного и полного КПД насосной установки. Для исключения такого отрицательного эффекта теоретически можно предположить, что необходимо The known device have low efficiency and efficiency. The reason for not achieving the claimed technical result in the prototype is that part of the energy supplied to the pump unit is spent on the formation of gas supercavities. With this separation, the energy spent on the separation of the reservoir fluid (the gas-liquid mixture is a component of the reservoir fluid) is diverted together with the gas component into the annulus. Part of this free gas rises to the wellhead, creating increased pressure in the wellbore, and part of the gas condenses (liquefies) and dissolves in the formation fluid under the influence of the pressure of the formation fluid column and circulation of formation fluid flows in the well. With this design of the prototype near the submersible pump, the content of gas (both free and dissolved) and light fractions of the reservoir fluid increases in the reservoir fluid. Such a change in the fractional composition of the liquid can lead to a disruption in the supply of the gas-liquid mixture of the submersible (especially centrifugal) pump. The increase in gas content in the reservoir fluid also leads to a decrease in separation efficiency, and, as a consequence, to an increase in the gas content (both free and dissolved) in the separated fluid, which is pumped by a submersible (for example, a multistage centrifugal pump). The injection of a multiphase liquid by a multistage centrifugal pump is accompanied by repeatedly repeated compression and expansion of the gas phase of the flow in each stage. The efficiency of the installation is reduced, since when gas passes through one of the stages, compression energy is expended, and at the entrance to the next stage, the gas spontaneously expands, since the geometric dimensions (passage sections, volumes) of the stages are the same. This leads to the formation of gas plugs, the ascent of the impellers of the steps, a decrease in the volumetric and full efficiency of the pumping unit. To eliminate such a negative effect, it can theoretically be assumed that it is necessary

применять ступени с постоянно изменяющимися геометрическими размерами в сторону уменьшения, (например, проходного сечения). Это позволило бы исключить затрачивание энергии на многократное сжатие и расширение газовой фазы. Создание такого насоса трудновыполнимо и нецелесообразно на практике, поскольку нетехнологично. В случае создания такого насоса увеличивается количество и номенклатура ступеней. При этом невозможно выполнить конструкторский расчет насоса, для оптимальной работы на смесях с различным содержанием газа. Поскольку в скважине процент содержания газа в пластовой жидкости всегда различен, то для оптимальной работы компоновки погружной насосной установки потребовалось бы разработка насоса с индивидуальными размерами ступеней для конкретной скважины, со строго определенным газосодержанием. Создание такой серии установок экономически нецелесообразно, из-за высокой себестоимости. В прототипе образование газовых суперкаверн, вызванных отрывным обтеканием поверхностей ребер и лопаток кавернообразующего колеса и сепарационного барабана, вызывает кавитационный эрозионный износ материалов насоса, вследствие образования скачков уплотнений и локальных разряжений, что отрицательно сказывается на показателях надежности работы насосной установки. Таким образом, энергия, затрачиваемая на образование суперкаверн и сепарацию, рассеивается в окружающем пространстве скважины, что снижает КПД насосной установки и эффективность ее работы.apply steps with constantly changing geometric dimensions in the direction of reduction, (for example, the passage section). This would eliminate the energy spent on multiple compression and expansion of the gas phase. The creation of such a pump is difficult and impractical in practice, since it is not technologically advanced. In the case of creating such a pump, the number and range of stages increases. At the same time, it is impossible to perform the design calculation of the pump, for optimal operation on mixtures with different gas contents. Since the percentage of gas in the formation fluid is always different in a well, for optimal operation of the submersible pump installation layout, it would be necessary to develop a pump with individual step sizes for a particular well with a strictly defined gas content. The creation of such a series of installations is not economically feasible, due to the high cost. In the prototype, the formation of gas supercavities caused by the tear-off flow of the surfaces of the ribs and vanes of the cavity-forming wheel and the separation drum causes cavitation erosion wear of the pump materials due to the formation of shock waves and local discharges, which negatively affects the reliability of the pump unit. Thus, the energy spent on the formation of supercavities and separation is dissipated in the surrounding space of the well, which reduces the efficiency of the pump unit and its efficiency.

Задачей предлагаемой полезной модели является повышение эффективности и расширение области применения насосной откачки газожидкостной смеси из скважины на смесях с высоким содержанием газа и повышение кпд всей компоновки погружной насосной установки (далее компоновки) за счет подачи отсепарированного газа через центральную часть погружного насоса к насосу объемного типа, и нагнетания газожидкостной смеси этим объемным насосом на поверхность скважины, (что соответственно способствует снижению содержания газа, при подаче на вход The objective of the proposed utility model is to increase the efficiency and expand the scope of pumping a gas-liquid mixture from a well in mixtures with a high gas content and increase the efficiency of the entire layout of a submersible pump installation (hereinafter referred to as the layout) by supplying a separated gas through the central part of the submersible pump to a volumetric type pump, and injecting a gas-liquid mixture with this volumetric pump to the surface of the well, (which accordingly contributes to a decrease in gas content, when supplied to the input

погружного насоса), исключения попадания твердых частиц в объемный насос, охлаждения объемного насоса периферийным потоком жидкости.submersible pump), eliminating the ingress of solid particles into the volumetric pump, cooling the volumetric pump with a peripheral fluid flow.

Технический результат, опосредствующий решение указанной задачи, заключается в повышении КПД компоновки погружной насосной установки, в повышении надежности ее работы.The technical result, which mediates the solution of this problem, is to increase the efficiency of the layout of the submersible pump installation, to increase the reliability of its operation.

Повышение эффективности на смесях с высоким содержанием газа и увеличение кпд всей компоновки погружной насосной установки достигается тем, что в компоновке погружной насосной установки, включающей погружной электродвигатель, погружной насос и сепаратор, содержащий узел разделения потоков жидкости и газа, согласно полезной модели содержит насос объемного типа, погружной насос выполнен в виде погружного насоса динамического типа, насос объемного типа установлен на выходе погружного насоса динамического типа.Improving the efficiency of mixtures with a high gas content and increasing the efficiency of the entire arrangement of a submersible pump installation is achieved by the fact that in the layout of a submersible pump installation including a submersible electric motor, a submersible pump and a separator containing a unit for separating liquid and gas flows, according to a utility model, it contains a volumetric pump The submersible pump is made in the form of a dynamic type submersible pump, a volumetric type pump is installed at the output of a dynamic type submersible pump.

Кроме того, погружная насосная установка содержит узел смешивания потоков жидкости и газа, установленный после насоса объемного типа.In addition, the submersible pump installation includes a mixing unit for the flow of liquid and gas, installed after the volumetric pump.

Насос объемного типа установлен на выходе погружного насоса динамического типа, что обеспечивает возможность обтекания потока пластовой жидкости, выходящего из погружного насоса динамического типа, по наружной поверхности насоса объемного типа.The volumetric type pump is installed at the outlet of the dynamic type submersible pump, which makes it possible to flow around the flow of formation fluid leaving the dynamic type submersible pump along the outer surface of the volumetric type pump.

Указанные выше отличительные признаки полезной модели позволяют повысить эффективность откачки газожидкостной смеси из скважины на смесях с высоким содержанием газа и кпд всей компоновки погружной насосной установки.The above distinguishing features of the utility model can improve the efficiency of pumping a gas-liquid mixture from a well in mixtures with a high gas content and efficiency of the entire layout of a submersible pump installation.

В качестве насоса объемного типа может быть использован, например, винтовой или шнекоэксцентриковый (одновинтовой) насос, двухвинтовой и др.As a volumetric type pump, for example, a screw or screw eccentric (single screw) pump, twin screw, etc. can be used.

В качестве погружного насоса использован погружной насос динамического типа.As a submersible pump, a dynamic type submersible pump is used.

Насос объемного типа соединен с погружным насосом динамического типа таким образом, что поток газовой составляющей пластовой жидкости, нагнетаемой погружным насосом, поступает в объемный насос, а поток тяжелых фракций пластовой жидкости с твердыми частицами, нагнетаемый погружным насосом динамического типа, проходит по периферийной поверхности корпуса насоса объемного типа.The volumetric type pump is connected to the dynamic type submersible pump in such a way that the flow of the gas component of the formation fluid pumped by the submersible pump enters the volumetric pump, and the flow of heavy fractions of the formation fluid with solid particles, pumped by the dynamic type submersible pump, passes along the peripheral surface of the pump casing surround type.

Диаметр корпуса насоса объемного типа выполнен меньшим диаметром корпуса скважинной насосной установки. Благодаря совокупности конструктивных признаков предлагаемой полезной модели в компоновке погружной насосной установки создана возможность для прохождения частиц пластовой жидкости помимо насоса объемного типа. Таким образом, исключается возможность попадания твердых включений, которые присутствуют в пластовой жидкости, в насос объемного типа. Следовательно, повышается эффективность работы насоса объемного типа, и, соответственно, компоновки скважинной насосной установки.The diameter of the pump casing of the volumetric type is made smaller by the diameter of the casing of the downhole pumping unit. Due to the combination of design features of the proposed utility model in the layout of a submersible pump installation, an opportunity has been created for the passage of particles of formation fluid in addition to a volumetric pump. Thus, it eliminates the possibility of solids that are present in the reservoir fluid entering the volumetric pump. Therefore, increases the efficiency of the volumetric type pump, and, accordingly, the layout of the downhole pumping unit.

Благодаря вышеописанному техническому решению погружной насосной установки по сравнению с прототипом обеспечиваются ряд преимуществ.Thanks to the technical solution described above, a submersible pumping unit provides several advantages over the prototype.

В отличие от прототипа предлагаемая компоновка скважинной насосной установки позволяет откачивать отсепарированный газ на поверхность скважины с помощью насоса объемного типа. Таким образом, обеспечивается повышение эффективности откачки пластовой жидкости с высоким газовым фактором (на 20-30%). В прототипе с применением, например центробежного насоса, возможна откачка и подъем жидкости с объемным содержанием свободного газа в пластовой жидкости лишь до 8%, а в предлагаемой полезной модели достигнута откачка и подъем пластовой жидкости с газосодержанием до 50% по объему газожидкостной смеси, что обеспечивается совокупностью операций разделения смеси, подачей отсепарированного газа через центральную часть погружного насоса к насосу Unlike the prototype, the proposed layout of the downhole pumping unit allows you to pump the separated gas to the surface of the well using a volumetric pump. Thus, an increase in the efficiency of pumping formation fluid with a high gas factor (by 20-30%) is provided. In the prototype using, for example, a centrifugal pump, it is possible to pump and raise the fluid with a volumetric content of free gas in the formation fluid of only 8%, and in the proposed utility model, pumping and raising the formation fluid with a gas content of up to 50% by volume of a gas-liquid mixture is achieved, which is ensured a set of operations for the separation of the mixture, the supply of separated gas through the Central part of the submersible pump to the pump

объемного типа и нагнетания газожидкостной смеси этим объемным насосом.volumetric type and injection of gas-liquid mixture by this volumetric pump.

Применение конструкции компоновки погружной насосной установки исключает возможность попадания твердых включений, которые присутствуют в пластовой жидкости, в насос объемного типа, который, как правило, имеет систему уплотнений, быстро выходящую из строя при работе на загрязненных жидкостях, и не предназначен для работы на высокозагрязненных жидкостях. Кроме того, отсепарированная газожидкостная смесь после операции сепарации, проходя по центральной части погружного насоса, подвергается предварительному сжатию, что обеспечивает безкавитационную работу насоса объемного типа. Благодаря предлагаемой конструкции компоновки погружной насосной установки при вводится новая операция: подача отсепарированной газожидкостной смеси в насос объемного типа. В результате повышаются показатели надежности работы насоса объемного типа, в частности, ресурс и наработка на отказ. Поток тяжелых фракций пластовой жидкости после выхода из погружного насоса протекает по наружной поверхности насоса объемного типа, что обеспечивает наиболее эффективное охлаждение насоса объемного типа. Таким образом, насос объемного типа в предлагаемом изобретении использован наиболее эффективно и по своему прямому назначению.The use of the layout design of the submersible pump installation eliminates the possibility of solids that are present in the formation fluid entering the volumetric type pump, which usually has a sealing system that quickly fails when working on contaminated fluids and is not designed to work on highly contaminated fluids . In addition, the separated gas-liquid mixture after the separation operation, passing through the central part of the submersible pump, is subjected to preliminary compression, which ensures the cavitation-free operation of the volumetric pump. Due to the proposed arrangement design of the submersible pump unit, a new operation is introduced: supply of the separated gas-liquid mixture to a volumetric pump. As a result, the reliability indicators of a volumetric type pump increase, in particular, the resource and MTBF. The flow of heavy fractions of the reservoir fluid after exiting the submersible pump flows along the outer surface of the volumetric type pump, which provides the most efficient cooling of the volumetric type pump. Thus, the volumetric type pump in the present invention is used most efficiently and for its intended purpose.

В прототипе к.п.д. компоновки погружной насосной установки ниже, так как энергия, затрачиваемая на сепарацию пластовой жидкости, отводится вместе с газовой фазой в затрубное пространство. Таким образом, энергия, затрачиваемая на образование суперкаверн и сепарацию, рассеивается в окружающем пространстве скважины, что снижает КПД компоновки погружной насосной установки и эффективность ее работы. Увеличение газосодержания в пластовой жидкости приводит к снижению эффективности сепарации, и как следствие - к увеличению содержания газа (как свободного, так и растворенного) в отсепарированной жидкости, которая нагнетается погружным насосом (например - многоступенчатым центробежным In the prototype efficiency the layout of the submersible pump installation is lower, since the energy spent on the separation of the reservoir fluid is diverted together with the gas phase into the annulus. Thus, the energy spent on the formation of supercavities and separation is dissipated in the surrounding space of the well, which reduces the efficiency of the layout of the submersible pump unit and its efficiency. The increase in gas content in the reservoir fluid leads to a decrease in separation efficiency, and as a result to an increase in the gas content (both free and dissolved) in the separated fluid, which is pumped by a submersible pump (for example, a multistage centrifugal pump

насосом). Нагнетание многофазной жидкости многоступенчатым центробежным насосом сопровождается многократно повторяемыми сжатием и расширением газовой фазы в каждой ступени, вследствие равных геометрических параметров ступеней, что приводит к образованию газовых пробок, всплытию рабочих колес ступеней, снижению объемного и полного КПД насосной установки. Многоступенчатый центробежный насос имеет высокий кпд при работе на однородных средах: жидкости или газе.pump). The injection of a multiphase liquid by a multistage centrifugal pump is accompanied by repeatedly repeated compression and expansion of the gas phase in each stage, due to the equal geometric parameters of the stages, which leads to the formation of gas plugs, ascent of the impellers of the stages, and a decrease in the volumetric and full efficiency of the pump unit. The multistage centrifugal pump has high efficiency when working on homogeneous media: liquid or gas.

При равных условиях работы прототипа и предлагаемой полезной модели содержание газа в отсепарированной пластовой жидкости в предлагаемой полезной модели снижается по сравнению с прототипом на 50%, что приводит к повышению кпд установки до 5%. Например, при работе в скважине с пластовой жидкостью с исходным содержанием газа 40-50% в прототипе отсепарированная пластовая жидкость, проходящая через погружной насос, представляет собой смесь, состоящую из: 96% - жидкости и 4% свободного газа. В предлагаемой полезной модели отсепарированная пластовая жидкость, проходящая через погружной насос, представляет собой смесь, состоящую из: 98% - жидкости и 2% газа, что при работе увеличивает КПД компоновки погружной насосной установки.Under equal conditions of operation of the prototype and the proposed utility model, the gas content in the separated formation fluid in the proposed utility model is reduced by 50% compared with the prototype, which leads to an increase in the efficiency of the installation to 5%. For example, when working in a well with a reservoir fluid with an initial gas content of 40-50% in the prototype, the separated reservoir fluid passing through a submersible pump is a mixture consisting of: 96% fluid and 4% free gas. In the proposed utility model, the separated reservoir fluid passing through the submersible pump is a mixture consisting of: 98% liquid and 2% gas, which during operation increases the efficiency of the layout of the submersible pump unit.

В отличие от прототипа в предлагаемой полезной модели благодаря наличию узла смешивания потоков жидкости и газа и движению двух потоков пластовой жидкости по одному общему каналу насосно-компрессорных труб (НКТ) происходит смешивание потоков жидкости, выделение и расширение газа, приводящее к газированию жидкости и совершению газом части работы по подъему жидкости - «газлифтный эффект», что приводит к увеличению КПД компоновки в целом. (Эксплуатация погружных центробежных электронасосов в вязких жидкостях и газожидкостных смесях, М, Недра, 1969 г. с.182).In contrast to the prototype in the proposed utility model, due to the presence of a mixing unit for fluid and gas flows and the movement of two reservoir fluid flows along one common channel of tubing, mixing of fluid flows, gas evolution and expansion, leading to gas aeration and gas part of the work to raise the liquid is the “gas lift effect”, which leads to an increase in the efficiency of the layout as a whole. (Operation of submersible centrifugal electric pumps in viscous liquids and gas-liquid mixtures, M, Nedra, 1969, p. 182).

Таким образом, предложенное техническое решение компоновки погружной насосной установки позволяет существенно повысить эффективность и расширить область применения компоновки для откачки Thus, the proposed technical solution for the layout of the submersible pump installation can significantly increase efficiency and expand the scope of the layout for pumping

газожидкостной смеси из скважины, повысить КПД компоновки по сравнению с известными полезными моделями.gas-liquid mixture from the well, increase the efficiency of the layout in comparison with the known utility models.

На фиг.1 представлена схема компоновки погружной насосной установки в скважине. Стрелками на фиг.1 показано направление движения тяжелой фракции пластовой жидкости.Figure 1 presents the layout of the submersible pump installation in the well. The arrows in figure 1 shows the direction of motion of the heavy fraction of the reservoir fluid.

Погружная насосная установка на фиг.1 содержит размещенный в скважине 1, пробуренной на нефтяной пласт 2, погружной электродвигатель 3 с кабелем 4, сепаратор 5, узел разделения потоков жидкости и газа 6, погружной насос динамического типа 7 (далее погружной насос), насос объемного типа 8, насосно-компрессорные трубы (НКТ) 9.The submersible pump installation in Fig. 1 comprises a submersible electric motor 3 with a cable 4 located in a well 1 drilled on an oil reservoir 2, a separator 5, a unit for separating liquid and gas flows 6, a submersible pump of dynamic type 7 (hereinafter referred to as a submersible pump), a volume pump Type 8, tubing 9.

Кроме того, между насосом объемного типа и насосно-компрессорными трубами установлен узел смешивания потоков жидкости и газа 10, то есть после насоса объемного типа. Между эксплуатационной колонной скважины 1 и НКТ 9 образовано затрубное пространство.In addition, a unit for mixing liquid and gas flows 10 is installed between the volumetric type pump and tubing, that is, after the volumetric type pump. An annular space is formed between the production casing of the well 1 and tubing 9.

Продукция нефтяного пласта поступает в скважину 1. По мере подъема продукции нефтяного пласта по стволу скважины 1 вверх давление в потоке пластовой жидкости падает, происходит выделение из пластовой жидкости пузырьков свободного газа. Газожидкостная смесь подводится в сепаратор 5 погружного насоса 7. В сепараторе 5 происходит предварительное закручивание и повышение напора газожидкостной смеси, разделение ее по фракциям и окончательное разделение пластовой жидкости под действием центробежных сил по удельным весам. Тяжелые фракции пластовой жидкости и твердые частицы пластовой жидкости движутся по периферии, а легкие фракции (свободный газ и нефть) по центру сепаратора 5. В узле разделения потоков жидкости и газа 6 поток жидкости разделяется на два потока: поток газа (легкие фракции + свободный газ) и поток тяжелых фракций.The production of the oil reservoir enters well 1. As the production of the oil reservoir rises along the wellbore 1 upward, the pressure in the flow of the reservoir fluid drops, free gas bubbles are released from the reservoir fluid. The gas-liquid mixture is fed into the separator 5 of the submersible pump 7. In the separator 5, preliminary twisting and increasing the pressure of the gas-liquid mixture takes place, its separation into fractions and the final separation of the reservoir fluid under the action of centrifugal forces according to specific gravities. The heavy fractions of the reservoir fluid and the solid particles of the reservoir fluid move along the periphery, and the light fractions (free gas and oil) in the center of the separator 5. In the unit for separating the fluid and gas flows 6, the fluid flow is divided into two streams: gas flow (light fractions + free gas ) and the flow of heavy fractions.

Отсепарированная тяжелая фракция пластовой жидкости поступает в погружной насос динамического типа 7 и нагнетается на поверхность скважины по насосно-компрессорным трубам 9. Отсепарированный газ и The separated heavy fraction of the reservoir fluid enters the dynamic type 7 submersible pump and is pumped to the surface of the well through tubing 9. The separated gas and

легкие фракции пластовой жидкости поступают также в погружной насос динамического типа 7 и нагнетаются в (винтовой) насос объемного тина 8 и далее по насосно-компрессорным трубам 9 на поверхность скважины 1.light fractions of the reservoir fluid also enter the dynamic type 7 submersible pump and are pumped into the (screw) pump of volumetric mud 8 and then through tubing 9 to the surface of the well 1.

В качестве погружного насоса динамического типа 7 может быть использован центробежный или осевой насос.As a dynamic type 7 submersible pump, a centrifugal or axial pump can be used.

Погружная насосная установка работает следующим образом.Submersible pumping unit operates as follows.

В качестве погружного насоса 7 в примере конкретного выполнения использован центробежный насос с возможностью прохождения и нагнетания газожидкостной смеси по центру погружного насоса, причем этот газожидкостный поток будет двигаться преимущественно только в осевом направлении погружного насоса 7. Погружной насос 7 выполнен в виде набора ступеней, и каждая из ступеней выполнена совмещающей функции ступени центробежного и осевого типа. Погружной насос 7 спускают в скважину 1 на НКТ 9. Энергия к погружному электродвигателю 3 подводится по кабелю 4.As a submersible pump 7, in a specific embodiment, a centrifugal pump is used with the possibility of passing and forcing a gas-liquid mixture in the center of the submersible pump, and this gas-liquid flow will move mainly only in the axial direction of the submersible pump 7. The submersible pump 7 is made in the form of a set of stages, and each of the steps, the combining function of the centrifugal and axial type steps is performed. The submersible pump 7 is lowered into the well 1 on the tubing 9. The energy to the submersible motor 3 is supplied via cable 4.

Газожидкостная смесь из скважины 1 поступает в сепаратор 5. Газ и легкие фракции пластовой жидкости под действием поля центробежных сил направляются к центру потока, а тяжелые фракции пластовой жидкости и твердые частицы - к периферии потока. Далее поток жидкости поступает в узел разделения потоков жидкости и газа 6. Поток тяжелых фракций поступает в погружной насос 7 и нагнетается ступенями центробежного типа в узел смешивания потоков жидкости и газа 10, проходя при этом по кольцевому зазору между корпусом насосной установки и наружной поверхностью (винтового) насоса объемного типа 8. Газовый поток поступает в погружной насос 7 и подается ступенями осевого типа в (винтовой) насос объемного типа 8, в котором происходит сжатие газожидкостной смеси и нагнетание ее в узел смешивания потоков жидкости и газа 10. В узле смешивания потоков жидкости и газа 10 потоки смешиваются и далее по насосно-компрессорным трубам поступают к устью скважины.The gas-liquid mixture from the well 1 enters the separator 5. Gas and light fractions of the reservoir fluid are directed to the center of the stream by the action of the centrifugal force field, and heavy fractions of the reservoir fluid and solid particles are directed to the periphery of the flow. Next, the liquid flow enters the unit for separating the liquid and gas flows 6. The stream of heavy fractions enters the submersible pump 7 and is pumped by centrifugal steps into the mixing unit for the liquid and gas flows 10, passing along the annular gap between the pump housing and the outer surface (screw ) of a volumetric type pump 8. The gas stream enters the submersible pump 7 and is fed by axial stages into a (screw) volumetric type pump 8, in which the gas-liquid mixture is compressed and pumped into the mixing unit liquid and gas flows 10. In the mixing unit of the liquid and gas flows 10, the flows are mixed and then through tubing to the wellhead.

Этот признак в совокупности с другими признаками изобретения приводит к повышению эффективности работы компоновки погружной насосной установки, повышению ее КПД.This feature, in conjunction with other features of the invention, leads to an increase in the efficiency of the layout of the submersible pump unit, an increase in its efficiency.

Claims

1. The layout of the submersible pump installation, including a submersible motor, a submersible pump and a separator, a unit for separating liquid and gas flows, characterized in that it contains a displacement pump, a submersible pump is designed as a dynamic submersible pump, a displacement pump is installed at the outlet of the submersible pump dynamic type.

2. The arrangement of the submersible pump installation according to claim 1, characterized in that it contains a mixing unit for the flow of liquid and gas, installed after the volumetric type pump.