SU941551A1

SU941551A1 - Deep-well gas anchor

Info

Publication number: SU941551A1
Application number: SU792844649A
Authority: SU
Inventors: Муслюм Исрафил Мусаев
Original assignee: Предприятие П/Я М-5616
Priority date: 1979-11-29
Filing date: 1979-11-29
Publication date: 1982-07-07

Description

(54) СКВАЖИННЫЙ ГАЗОВЫЙ ЯКОРЬ(54) WELL GAS ANCHOR

1one

Изобретение относитс к области экс: плуатации нефт ных скважин и предназначено дл использовани в нефтедобыче дл сепарации и отвода свободного газа, содержащегос в добываемой нефти, от приема вставного глубинного насоса.The invention relates to the field of oil well production and is intended for use in oil production for the separation and removal of free gas contained in the produced oil from the intake of a submersible pump.

Известен скважинный газовый корь, содержащий три центричных камеры, образованных наружным корпусом, средней трубкой и внутренней всасывающей трубой 1.Known downhole gas measles, containing three centric camera formed by the outer casing, the middle tube and the inner suction pipe 1.

Така конструкци позвол ет получить больщую степень сепарации за счет дополнительного поворота газожидкостной смеси в дополнительном корпусе кор .Such a design allows obtaining a greater degree of separation due to the additional rotation of the gas-liquid mixture in the additional body of the core.

Однако в данной конструкции отсепарированньш газ. через отверсти внутреннего корпуса вновь поступает в прием насоса, что при определенной концентрации газа в жидкости приводит к неработоспособности газового кор .However, in this design, the separated gas. through the holes of the inner casing again enters the pump intake, which, with a certain concentration of gas in the liquid, leads to the inoperability of the gas core.

Недостатком этой конструкции вл етс также невозможность периодического контрол забо скважины без подъема кор из скважины, что св зано с трудоемкими операци ми .The disadvantage of this design is also the impossibility of periodically monitoring the bottom of a well without lifting the core from the well, which is associated with time-consuming operations.

Наиболее близким к предложенному по техническому рещению вл етс скважинныи газовый корь, содержащий концентрично размещенные наружный, промежуточный и внутренний кожухи, имеющие каналы дл прохода газожидкостной смеси и образующие между собой кольцевые полости, песочный карман, св занный с внутренним кожухом и размещенный под приемным клапаном глубинного насоса 2.Closest to the proposed technical solution is well gas measles containing concentrically placed outer, intermediate and inner casings, having channels for the passage of gas-liquid mixture and forming between them annular cavities, a sand pocket connected to the inner casing and located under the intake valve pump 2.

Недостаток такого скважинного газового кор заключаетс в том, что отсепарированный газ вместе с жидкостью попадает вновь в приемный клапан насоса, что приводит к его преждевременному износу и отрицательно сказываетс на его производительности .The disadvantage of such a downhole gas core is that the separated gas together with the liquid enters the pump receiving valve again, which leads to its premature wear and negatively affects its performance.

Цель изобретени - повыщение производительности кор и насоса за счет предотвращени попадани отсепарированного газа в насос.The purpose of the invention is to increase the productivity of the core and the pump by preventing the separated gas from entering the pump.

Указанна цель достигаетс тем, что наружный кожух образует с колонной насосно20 компрессорных труб кольцевую полость, сообщающуюс с кольцевыми полост ми, образованными наружным и внутренним кожухами.This goal is achieved by the fact that the outer casing forms an annular cavity with the pumping column of the 20 compressor pipes, which communicates with the annular cavities formed by the outer and inner housings.

На чертеже показан скважинный газовый корь, продольный разрез.The drawing shows a downhole gas measles, a longitudinal section.

Якорь состоит из внутреннего кожуха 1 с песочным карманом и каналами 2, расположенного ниже приемного клапана насоса 3, промежуточного кожуха 4 с каналами 5 и наружного кожуха 6 с каналами 7, расположенных над приемным клапаном насоса 3.The anchor consists of an inner casing 1 with a sand pocket and channels 2 located below the intake valve of the pump 3, an intermediate casing 4 with the channels 5 and an outer casing 6 with the channels 7 located above the receiving valve of the pump 3.

Кожухи кор 1, 4 и 6 и насос 3 образуют кольцевые полости, предназначенные дл многократной сепарации газа в результате поворота потока жидкости. Кожухи кор 1, 4 и 6 имеют каналы 2, 5 и 7 дл прохода газожидкостной смеси.The housings core 1, 4 and 6 and the pump 3 form annular cavities intended for multiple gas separation as a result of the rotation of the fluid flow. The housings core 1, 4 and 6 have channels 2, 5 and 7 for the passage of the gas-liquid mixture.

Труба 8 дл вывода свободного газа над приемным клапаном насоса над уровнем жидкости в колонне через муфту 9 соединена с наружным корпусом 6.Pipe 8 for the output of free gas above the receiving valve of the pump above the liquid level in the column through the coupling 9 is connected to the outer casing 6.

Замкова опора 10 с отверсти ми 11 в корпусе 12 предназначена дл отвода свободного газа из промежуточной камеры в выводную трубу 8 и удержани на весу насоса 3 с внутренним кожухом 1.The lock bearing 10 with holes 11 in the housing 12 is designed to drain free gas from the intermediate chamber into the discharge pipe 8 and to hold on to the weight of the pump 3 with the inner casing 1.

Насосно-компрессорные трубы 13 соединены через переводник 14 с корпусом 12 замковой опоры 10.Tubing pipe 13 is connected through the sub 14 with the housing 12 of the castle support 10.

Уплотнительный элемент 15 расположен между корпусом 12 замковой опоры 10 и корпусом насоса 3.The sealing element 15 is located between the housing 12 of the castle support 10 and the pump casing 3.

Уплотнительный элемент 16 расположен между внутренним кожухом 1 и промежуточным кожухом 4 под каналами 2.The sealing element 16 is located between the inner casing 1 and the intermediate casing 4 under the channels 2.

Якорь дл сепарации и отвода газа от приема глубинного насоса работает следующим образом.An anchor for the separation and removal of gas from the intake of a submersible pump works as follows.

Наружный 6 и промежуточный 4 кожухи спускают в скважину на насосно-компресcopHL-ix трубах 13. Затем на штангах спускают глубинный насос 3, под приемным клапаном которого установлен внутренний корпус 1 кор с песочным карманом так, что уплотнение 16 располагаетс ниже каналов 2 внутреннего кожуха 1.The outer 6 and intermediate 4 covers are lowered into the well on the pump-compressor HL-ix tubes 13. Then, a deep-well pump 3 is lowered onto the rods, under the receiving valve of which the inner case 1 is installed with a sand pocket so that the seal 16 is located below the channels 2 of the inner case 1 .

Жидкость, поднима сь в колонне, вворачиваетс и входит в канал 7 наружного чожуха 6. При этом часть газа подниметс вверх и через трубу 8 проходит над приемным клапаном над уровнем жидкости в колонне , а жидкость с остатками газа опускаетс вниз и через каналы 5 промежуточного кожуха 4, еще раз поворачива сь, входит в промежуточный кожух. Здесь также происходит сепараци от жидкости. Газ, поднима сь через отверсти 11 в корпусе 12 замковой опоры 10, проходит через трубу 8, а оттуда - над приемным клапаном над уровнем жидкости в колонне.The liquid, rising in the column, is screwed and enters the channel 7 of the external cage 6. At the same time, part of the gas rises up and passes through the pipe 8 above the receiving valve above the liquid level in the column, and the liquid with gas remains goes down and through the intermediate casing 5 4, turning again, enters the intermediate casing. Separation from liquid also occurs here. The gas, lifting through the holes 11 in the housing 12 of the castle support 10, passes through the pipe 8, and from there - above the receiving valve above the liquid level in the column.

Жидкость после сепарации через каналыFluid after separation through channels

2 внутреннего кожуха 1 поступает под приемный клапан глубинного насоса 3 и оттуда в насос. Песок, попавший с жидкостью в камеру , оседает в песочный карман.2, the inner casing 1 enters under the inlet valve of the submersible pump 3 and from there to the pump. Sand trapped with liquid in the chamber settles in the sand pocket.

Якорь обеспечивает возможность выводаAnchor provides the ability to output

свободного газа после многократной сепарации над приемным клапаном насоса над уровнем жидкости в эксплуатационной колонне, что существенно повышает производительность насоса, а также позвол ет производить периодический подъем внутренпего кожуха кор вместе с насосом и очистку песочного кармана на поверхности.free gas after repeated separation above the pump intake valve above the liquid level in the production string, which significantly improves the pump performance, and also allows periodic lifting of the inner core shell together with the pump and cleaning the sand pocket on the surface.

Кроме того, возможны контролирование забо скважины и, при необходимости, промывка песчаной пробки без подъема кор In addition, it is possible to control the bottom hole and, if necessary, flush the sand plug without lifting the core.

(дл этого после подъема насоса и с ним внутреннего кожуха кор на канате спускают в скважину специальное устройство).(for this, after lifting the pump and with it the inner casing, the core on the rope lowers a special device into the well).

Claims

1. Kozlov V.S. Protective devices for oil extraction by submersible pumps.

5 Baku. Aznefteizdat. 1950, p. 15, fig. eight.

2. US patent number 2143836, class. 166-105.1, 1939 (prototype).