WO2022086366A1 - Submersible pump assembly on a load-bearing cable - Google Patents
Submersible pump assembly on a load-bearing cable Download PDFInfo
- Publication number
- WO2022086366A1 WO2022086366A1 PCT/RU2021/000390 RU2021000390W WO2022086366A1 WO 2022086366 A1 WO2022086366 A1 WO 2022086366A1 RU 2021000390 W RU2021000390 W RU 2021000390W WO 2022086366 A1 WO2022086366 A1 WO 2022086366A1
- Authority
- WO
- WIPO (PCT)
- Prior art keywords
- gas separator
- gas
- sealing
- string
- shutoff device
- Prior art date
Links
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
- F04D13/00—Pumping installations or systems
- F04D13/02—Units comprising pumps and their driving means
- F04D13/06—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven
- F04D13/08—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven for submerged use
- F04D13/10—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven for submerged use adapted for use in mining bore holes
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
- F04D31/00—Pumping liquids and elastic fluids at the same time
Definitions
- 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 factor.
- gas separators can operate at a maximum gas content at the intake of not more than 50-60%.
- Known sectional differential gas separator with side bypass channels [RU 172117, E21B 43/38, publ. 06/29/2017], including a housing, a shaft, lower, middle and upper sections installed one above the other, 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 connected to each other by a bypass channel with ejection holes for degassed oil-water mixture, while the gas separator is additionally equipped with a differential attachment-disperser with receiving channels and also has openings in each section in the housing for the bypass channel of the separated free gas.
- centrifugal pump gas separator consisting of lower and upper centrifugal gas separators with intake channels for supplying water and gas mixture from the annulus of the well. [RU 67627, E04B 43/00, publ. October 27, 2007].
- an acoustic transducer consisting of a stator and a rotor.
- a similar acoustic transducer is installed after the impeller and dispersant, in front of the channel for supplying the water-oil mixture to the pump.
- Each centrifugal gas separator is equipped with an ejection channel for removing gas into the annulus.
- 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 located above the packer an electric submersible pump with a head for connection with a cable, pumping the 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 that measure pressure in the cavities above and below the packer.
- the packer is made with a polished bushing and dowels, and the pump intake by means of a shank is connected with a nipple equipped with external dowels, mating dowels of the packer, and made with the possibility of hermetic insertion into the polished packer bushing.
- the disadvantages of the installation is that for its operation it is necessary to first install a packer with a polished sleeve and keys in the production pipe and limit the possibility of using the installation with a high gas content in the downhole fluid.
- 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 coupling, a cable extension, top hydraulic protection (oil-filled expansion joint), oil-filled electric motor, lower hydraulic protection, blowout module, check valve, inverted electric centrifugal pump and sealing unit with suction channel [EN 2613542, F04D13/10, publ. February 28, 2017].
- the sealing unit is a liner with an attached seal in the form of a mechanical packer or an elastomer that swells in the well fluid, which closes the annular gap between the liner and the additional tubing string.
- Downhole filter is attached to the liner, below the sealant, to protect against mechanical impurities.
- the well fluid is lifted along the tubing string.
- 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 a well fluid with a high gas content through the production string.
- 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 a cable extension, an upper hydraulic protection, an electric motor, a lower hydraulic protection, a discharge module, an inverted electric centrifugal pump and a sealing unit, according to the invention, at the end of the column
- the tubing is equipped with a cutter 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, and the outlet openings of the upper gas separator are located opposite the radial openings of the cut-off.
- FIG. 1 shows the inventive submersible pumping unit located in the tubing, at the end of which a cutoff is installed, a longitudinal section, figure 2 is a variant of the dual gas separator used.
- An inverted submersible installation contains a load-carrying cable 1, a cable extension 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 discharge module 7 and sealing units 9 (Fig. 1).
- the submersible installation is located inside the tubing string 12, at the end of which the cut-off 10 is wound, having radial holes 18 in the upper part.
- sealing units 9 are located at the bottom and top, equipped with chevron sealing cuffs 17, and a double gas separator is installed, including the upper gas separator 13 and the lower gas separator 11.
- the sealing unit 9 is designed to prevent the overflow of the pumped liquid, and the cuffs 17, which cover 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 variable-pitch helicoidal screw 19, a vortex chamber 20 and a separator 21 with an ejection port 15 in the lower gas separator 11 and an ejection port 22 in the upper gas separator 13 for ejecting the separated gas into the annulus 14 (Fig. 2).
- An inlet slotted grate 16 is installed on the lower gas separator 11.
- the inlet grid 16 is located below the cutter 10 in the volume of the well fluid, and the outlet openings 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.
- the sealing units 9 due to the expansion of the lower chevron sealing cuffs 17, abutting against the inner surface of the cutter 10, and the upper chevron sealing cuffs 17, abutting against the inner surface of the tubing 12, block the annular spaces, performing the role of a packer, and exclude the overflow of the pumped liquid.
- the double gas separator is installed in the cutter 10 in such a way that its ejection openings 15 and 22 are located inside the isolated volume formed by the walls of the cutter 10 and chevron seals 17.
- the well fluid passes through the inlet grid 16 of the centrifugal lower gas separator 11, where it is twisted by a helicoidal screw 19 with a variable pitch.
- 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.
- the separated gas from the center of the gas separator is discharged through the outlet openings 15 of the lower gas separator 11, and the partially separated well fluid is sent to the upper gas separator 13 for additional secondary separation.
- the separated gas is removed through the outlet 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 annulus 14 between the tubing 12 and the casing string 23, and the oily liquid enters the pump 8, having passed which, it exits through the ejection module 7 and rises inside the tubing 12 to the surface.
- 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 submersible pump due to the double separation of the gas dissolved in the well fluid.
- the separated gas can be produced through the annulus.
- the dimensions of the dual 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 small diameters.
Abstract
The invention relates to oil field equipment and can be used for producing oil under conditions complicated by a high gas-to-oil ratio. A submersible pump assembly on a load-bearing cable is mounted inside a production tubing. The assembly comprises a motor lead extension, an upper seal section, an electric motor, a lower seal section, a discharge module, an electric centrifugal pump of the inverted type, sealing assemblies, and a tandem gas separator having an inlet grate in its lower part and outlet ports in its upper part. Mounted on the end of the string is a shutoff device with radial ports situated above the level of the fluid to be pumped. A sealing assembly is provided with sealing collars that close off the string and perform the function of a packer device. The tandem gas separator comprises an upper gas separator and a lower gas separator and is fastened in the shutoff device. The inlet grate of the gas separator is disposed below the shutoff device, and the discharge ports of the upper gas separator are disposed above the level of the borehole fluid, opposite the radial ports of the shutoff device. The technical result is that of providing for uninterrupted, reliable operation of the assembly by diverting the separated gas into the casing annulus.
Description
ПОГРУЖНАЯ НАСОСНАЯ УСТАНОВКА НА ГРУЗОНЕСУЩЕМ КАБЕЛЕ SUBMERSIBLE PUMP UNIT ON A LOAD-CARRYING CABLE
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ FIELD OF TECHNOLOGY
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 factor.
ПРЕДШЕСТВУЮЩИЙ УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ PRIOR ART
Известно, что при добыче нефти с высоким газовым фактором используют газосепараторы, которые размещают перед входом в электроцентробежный насос над электродвигателем [RU 2232301, RU2504691, RU 159811 U1]. It is known that in the production of oil with a high GOR, gas separators are used, which are placed in front of the entrance to the electric centrifugal pump above the electric motor [RU 2232301, RU2504691, RU 159811 U1].
Известные газосепараторы производят отделение газа от жидкости с последующим выводом его в затрубное пространство и подачей жидкости на прием насоса. Known gas separators separate the gas from the liquid, followed by its output into the annulus and the liquid supply 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 gas separators can operate at a maximum gas content at the intake of not 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 и
имеет 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, lower, middle and upper sections installed one above the other, 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 connected to each other by a bypass channel with ejection holes for degassed oil-water mixture, while the gas separator is additionally equipped with a differential attachment-disperser with receiving channels and also has openings 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 отверстие средней секции, возникает переток отсепарированного 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 discharge openings of the bypass channel and the inlet opening of the middle section, there is a flow of separated gas, which again enters the gas separator from the discharge opening, 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 intake channels for supplying water and gas mixture from the annulus of the well. [RU 67627, E04B 43/00, publ. October 27, 2007]. In the lower gas separator between the screw and the impeller there is an acoustic transducer consisting of a stator and a rotor. In the upper gas separator, a similar acoustic transducer is installed after the impeller and dispersant, in front of the channel for supplying the water-oil mixture to the pump. Each centrifugal gas separator is equipped with an ejection channel for removing gas into the annulus. During the operation of the pumping unit, 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 overflow occurs, and it enters the gas separator inlet grate from the discharge opening, which reduces the efficiency of dual separators, as a result of which the separation coefficient differs little from the use of a single separator .
Известна насосная установка для подъёма 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 located above the packer an electric submersible pump with a head for connection with a cable, pumping the 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 that measure pressure in the cavities above and below the packer. The packer is made with a polished bushing and dowels, and the pump intake by means of a shank is connected with a nipple equipped with external dowels, mating dowels of the packer, and made with the possibility of hermetic insertion into the polished packer bushing.
Недостатками установки является то, что 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 is that for its operation it is necessary to first install a packer with a polished sleeve and keys in the production pipe and limit the possibility of using the installation with a high gas content in the downhole 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, F04D13/10, 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.
Недостатком погружной установки является низкая эффективность при добыче скважинной жидкости с высоким содержанием газа. Closest to the claimed 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 coupling, a cable extension, top hydraulic protection (oil-filled expansion joint), oil-filled electric motor, lower hydraulic protection, blowout module, check valve, inverted electric centrifugal pump and sealing unit with suction channel [EN 2613542, F04D13/10, publ. February 28, 2017]. The sealing unit is a liner with an attached seal in the form of a mechanical packer or an elastomer that swells in the well fluid, which closes the annular gap between the liner and the additional tubing string. Downhole filter is attached to the liner, below the sealant, to protect against mechanical impurities. During the operation of the pumping unit, the well fluid is lifted along the tubing string. The disadvantage of the submersible installation is the low efficiency in the production of well fluids with high gas content.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ SUMMARY OF THE INVENTION
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 a well fluid with a high gas content through 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 a cable extension, an upper hydraulic protection, an electric motor, a lower hydraulic protection, a discharge module, an inverted electric centrifugal pump and a sealing unit, according to the invention, at the end of the column The tubing is equipped with a cutter 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, and the outlet openings of the upper gas separator are located opposite the radial openings of the cut-off.
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 решётку газосепаратора, а газ - выходить через выкидные отверстия газосепаратора и через выпускные отверстия отсекателя в межтрубное пространство.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ Due to the use of chevron cuffs in the sealing unit, a volume isolated from the upstream tubing pipes is created in the cutter, where the separated gas is diverted. When the electric centrifugal pump is running, the downhole fluid will enter through the inlet grate of the gas separator, and the gas will exit through the outlet openings of the gas separator and through the outlet openings of the cutter into the annulus. BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS
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 in Fig. 1 shows the inventive submersible pumping unit located in the tubing, at the end of which a cutoff is installed, a longitudinal section, figure 2 is a variant of the dual gas separator used.
ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ IMPLEMENTATION OF THE INVENTION
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, a cable extension 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 discharge module 7 and sealing units 9 (Fig. 1). The submersible installation is located inside the tubing string 12, at the end of which the cut-off 10 is wound, having radial holes 18 in the upper part. Inside the cut-off 10, sealing units 9 are located at the bottom and top, equipped with chevron sealing cuffs 17, and a double gas separator is installed, including the upper gas separator 13 and the lower gas separator 11. The sealing unit 9 is designed to prevent the overflow of the pumped liquid, and the cuffs 17, which cover 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 variable-pitch helicoidal screw 19, a vortex chamber 20 and a separator 21 with an ejection port 15 in the lower gas separator 11 and an ejection port 22 in the upper gas separator 13 for ejecting the separated gas into the annulus 14 (Fig. 2). An inlet slotted grate 16 is installed on the lower gas separator 11.
После спуска установки входная решётка 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 the installation is lowered, the inlet grid 16 is located below the cutter 10 in the volume of the well fluid, and the outlet openings 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 the installation is lowered into the tubing string 12, the sealing units 9, due to the expansion of the lower chevron sealing cuffs 17, abutting against the inner surface of the cutter 10, and the upper chevron sealing cuffs 17, abutting against the inner surface of the tubing 12, block the annular spaces, performing the role of a packer, and exclude the overflow of the pumped liquid. The double gas separator is installed in the cutter 10 in such a way that its ejection openings 15 and 22 are located inside the 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.
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. 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 helicoidal 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, with the help of a separator 21, the separated gas from the center of the gas separator is discharged through the outlet openings 15 of the lower gas separator 11, and the partially separated well fluid is sent to the upper gas separator 13 for additional secondary separation. Upon completion of the secondary separation, the separated gas is removed through the outlet 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 annulus 14 between the tubing 12 and the casing string 23, and the oily liquid enters the pump 8, having passed which, it exits through the ejection module 7 and rises inside the tubing 12 to the surface. 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 submersible pump due to the double separation of the gas dissolved in the well fluid. The separated gas can be produced through the annulus.
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 dual 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 small diameters.
Claims
1. Погружная насосная установка на грузонесущем кабеле, спускаемая в колонну насосно-компрессорных труб и содержащая кабельный удлинитель, гидрозащиту верхнюю, блок измерительный, электродвигатель, гидрозащиту нижнюю, модуль выкидной, электроцентробежный насос перевернутого типа и узел герметизации, отличающийся тем, что на конце колонны 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.
1. A submersible pumping unit on a load-carrying cable, lowered into the tubing string and containing a cable extension, an upper hydraulic protection, a measuring unit, an electric motor, a lower hydraulic protection, an ejection module, an inverted electric centrifugal pump and a sealing unit, characterized in that at the end of the column a cutter with radial holes is installed above the level of the pumped liquid, the sealing unit is equipped with sealing cuffs 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 gas separator inlet grate is located below the cutter, and the outlet openings of the upper gas separator are located opposite the radial cut-off holes.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020134812A RU2748631C1 (en) | 2020-10-22 | 2020-10-22 | Submersible pump unit on loading cable |
| RU2020134812 | 2020-10-22 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| WO2022086366A1 true WO2022086366A1 (en) | 2022-04-28 |
Family
ID=76301207
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| PCT/RU2021/000390 WO2022086366A1 (en) | 2020-10-22 | 2021-09-13 | Submersible pump assembly on a load-bearing cable |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2748631C1 (en) |
| WO (1) | WO2022086366A1 (en) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2250544A (en) * | 1990-10-18 | 1992-06-10 | Oryx Energy Co | System for pumping fluids from horizontal wells |
| US8141625B2 (en) * | 2009-06-17 | 2012-03-27 | Baker Hughes Incorporated | Gas boost circulation system |
| RU159811U1 (en) * | 2015-09-21 | 2016-02-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | SUBMERSIBLE PUMP UNIT WITH INCREASED POWER FACTOR |
| RU2613542C2 (en) * | 2015-08-20 | 2017-03-17 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | Submersible pump unit |
| US9938806B2 (en) * | 2015-01-30 | 2018-04-10 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Charge pump for gravity gas separator of well pump |
Family Cites Families (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2614426C1 (en) * | 2015-12-31 | 2017-03-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Pump unit for products lift along the casing string |
-
2020
- 2020-10-22 RU RU2020134812A patent/RU2748631C1/en active
-
2021
- 2021-09-13 WO PCT/RU2021/000390 patent/WO2022086366A1/en active Application Filing
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2250544A (en) * | 1990-10-18 | 1992-06-10 | Oryx Energy Co | System for pumping fluids from horizontal wells |
| US8141625B2 (en) * | 2009-06-17 | 2012-03-27 | Baker Hughes Incorporated | Gas boost circulation system |
| US9938806B2 (en) * | 2015-01-30 | 2018-04-10 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Charge pump for gravity gas separator of well pump |
| RU2613542C2 (en) * | 2015-08-20 | 2017-03-17 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | Submersible pump unit |
| RU159811U1 (en) * | 2015-09-21 | 2016-02-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | SUBMERSIBLE PUMP UNIT WITH INCREASED POWER FACTOR |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2748631C1 (en) | 2021-05-28 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5730871A (en) | Downhole fluid separation system | |
| US5755288A (en) | Downhole gas compressor | |
| US8066077B2 (en) | Electrical submersible pump and gas compressor | |
| CA2709090C (en) | Electrical submersible pump and gas compressor | |
| US6702027B2 (en) | Gas dissipation chamber for through tubing conveyed ESP pumping systems | |
| US9938806B2 (en) | Charge pump for gravity gas separator of well pump | |
| US7363983B2 (en) | ESP/gas lift back-up | |
| EP3759313B1 (en) | Electrical submersible pump with gas venting system | |
| NO336574B1 (en) | Underwater well pump assembly for producing well fluid from an underwater well, underwater well pump assembly with wellhead at a seabed, and a method for producing well fluid from an underwater well. | |
| EP0874694B1 (en) | Cyclonic separator assembly and method | |
| RU2620667C1 (en) | Method of application of electrical centrifugal pump with multiphase pump and packer | |
| US20150308434A1 (en) | Pumping system | |
| US7798211B2 (en) | Passive gas separator for progressing cavity pumps | |
| US7055595B2 (en) | Electrical submersible pump actuated packer | |
| EP3844368A1 (en) | Helico-axial submersible pump | |
| US11773857B2 (en) | Dual ESP with selectable pumps | |
| RU2691423C1 (en) | Method of development and operation of wells | |
| RU2748631C1 (en) | Submersible pump unit on loading cable | |
| RU2737409C1 (en) | Submersible pump unit on load carrying cable and method of its operation | |
| RU163687U1 (en) | STEPPED SUBMERSIBLE BRANCH-FREE ELECTRIC PUMP INSTALLATION | |
| RU2724084C2 (en) | Unit for simultaneous separate operation of formations | |
| RU2804087C1 (en) | Device for dual completion | |
| RU159692U1 (en) | SUBMERSIBLE BARBED ELECTRIC PUMP FOR PUMPING A CARBONED LIQUID FROM A WELL | |
| RU223482U1 (en) | SHORE PUMPING UNIT | |
| RU2718553C1 (en) | Pumping-ejector plant for downhole fluid transfer from lower to upper formation |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| 121 | Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application |
Ref document number: 21883388 Country of ref document: EP Kind code of ref document: A1 |
|
| NENP | Non-entry into the national phase |
Ref country code: DE |
|
| 122 | Ep: pct application non-entry in european phase |
Ref document number: 21883388 Country of ref document: EP Kind code of ref document: A1 |