RU2737409C1

RU2737409C1 - Submersible pump unit on load carrying cable and method of its operation

Info

Publication number: RU2737409C1
Application number: RU2020116794A
Authority: RU
Inventors: Виктор Георгиевич Островский; Артем Николаевич Мусинский; Олег Борисович Юров; Марина Петровна Пещеренко; Владислав Николаевич Баруткин; Максим Олегович Перельман; Евгений Вячеславович Пошвин
Original assignee: Акционерное общество "Новомет-Пермь"
Priority date: 2020-05-18
Filing date: 2020-05-18
Publication date: 2020-11-30

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: group of inventions relates to oil-field equipment and can be used for production of oil complicated by high gas factor. Method of submersible pump unit operation on load carrying cable includes lowering into the tubing string of installation containing cable extension, upper hydraulic protection, electric motor, bottom hydraulic protection, inverted-type discharge, inverted-type electric centrifugal pump and sealing assembly, and further lifting of well fluid in the tubing string. Note here that gas separator with inlet grate in lower part and discharge holes in upper part are connected to installation below sealing assembly. Installation is lowered into the tubing string with the spent installation located inside the casing string. First, rows of upper and lower openings are pierced in the tubing string. Installation is fixed so that a row of upper holes in the tubing string is located above the level of the well fluid opposite to the gas suction holes of the gas separator, and inlet grid of gas separator was located inside well fluid opposite row of lower holes of tubing string.

EFFECT: invention is aimed at ensuring uninterrupted reliable operation of an electric centrifugal pump by separating separated gas into the annular space.

3 cl, 4 dwg

Description

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

В традиционных погружных насосных установках, спускаемых в скважину на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ), при добыче нефти с высоким газовым фактором используют газосепараторы, которые размещают перед входом в электроцентробежный насос над электродвигателем [RU 2232301, RU 2504691, RU 159811 U1]. Способ эксплуатации таких установок включает подвод скважинной жидкости в газосепаратор, повышение ее напора и закручивание потока, разделение жидкости в поле центробежных сил, отвод отсепарированного газа в затрубное пространство, и нагнетание отсепарированной жидкости погружным насосом на поверхность скважины.In traditional submersible pumping units, lowered into a well on a tubing string, when producing oil with a high gas-oil ratio, gas separators are used, which are placed in front of the entrance to the electric centrifugal pump above the electric motor [RU 2232301, RU 2504691, RU 159811 U1]. The method of operating such installations includes supplying a well fluid to a gas separator, increasing its pressure and swirling the flow, separating the fluid in the field of centrifugal forces, removing the separated gas into the annulus, and pumping the separated fluid onto the surface of the well using a submersible pump.

Известен способ добычи при помощи погружной насосной установки для подъема скважинной жидкости из ствола скважины на поверхность [WO 2009077714, опубл. 25.06.2009], содержащей двойной винтовой насос, двигатель с постоянными магнитами для привода насоса и силовой электрический кабель, который способен выдержать вес насоса и двигателя в стволе скважины и подает электроэнергию к двигателю, причем двигатель расположен между кабелем и двойным винтовым насосом. С помощью силового электрического кабеля двойной винтовой насос устанавливают в посадочное отверстие пакера, размещенного в обсадной трубе. Выпускные отверстия насоса сообщают с внутренним объемом обсадной колонны, расположенным выше пакера, а подъем скважинной жидкости осуществляют прямо по обсадной колонне. Силовой электрический кабель может дополнительно содержать канал для передачи жидкости по кабелю, в этом случае трубопровод будет проходить через сердечник кабеля. Двойной винтовой насос может перекачивать высоковязкие жидкости и способен поднимать скважную жидкость на поверхность вместе с растворенным газом, то есть работать при высокой концентрации растворенного газа.A known method of extraction using a submersible pumping unit for lifting well fluid from the wellbore to the surface [WO 2009077714, publ. 06/25/2009], containing a double screw pump, a permanent magnet motor for driving the pump and a power electrical cable that is able to support the weight of the pump and the motor in the wellbore and supplies power to the motor, the motor being located between the cable and the double screw pump. By means of a power cable, a double screw pump is installed in the bore of a packer located in the casing. The pump outlets communicate with the casing internal volume located above the packer, and the wellbore fluid is lifted directly along the casing. The power electrical cable may further comprise a conduit for transmitting fluid through the cable, in which case the conduit will pass through the cable core. The double PCP can handle highly viscous fluids and is capable of lifting wellbore fluid to the surface along with dissolved gas, that is, operating at a high concentration of dissolved gas.

Недостатком данной установки и способа является высокая стоимость двойного винтового насоса, превышающая в 3-4 раза стоимость аналогичного по мощности ЭЦН, а также невозможность эксплуатации в скважинах малого диаметра. Кроме того, наличие в скважинной жидкости растворенного газа требует использования дополнительных газосепараторов, расположенных на поверхности.The disadvantage of this installation and method is the high cost of a double screw pump, which is 3-4 times higher than the cost of an ESP with a similar power, as well as the impossibility of operation in small-diameter wells. In addition, the presence of dissolved gas in the well fluid requires the use of additional gas separators located on the surface.

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

Недостатками установки 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 are that for its operation, it is necessary to first install a packer with a polished bushing and keys in the production pipe and limit the possibility of using the installation with a high gas content in the well fluid.

Наиболее близкими к заявляемым изобретениям 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 ПЭД, гидрозащиту нижнюю, выкидной модуль, обратный клапан, электроцентробежный насос перевернутого типа и узел герметизации с всасывающим каналом [RU 2613542, F04D 13/10, опубл. 28.02.2017], а также способ ее эксплуатации. Узел герметизации представляет собой хвостовик с прикрепленным уплотнителем в виде механического пакера или эластомера, набухающего в скважинной жидкости, который перекрывает кольцевой зазор между хвостовиком и дополнительной колонной НКТ. К хвостовику, ниже уплотнителя, присоединен скважинный фильтр для защиты от механических примесей. При эксплуатации насосной установки подъем скважинной жидкости осуществляют по колонне НКТ.The closest to the claimed inventions is a submersible pumping unit, lowered on a load-carrying cable into an additional tubing string inside the casing string, which contains a load-carrying cable, a load-carrying sleeve, an extension cable, located in series from top to bottom, an upper hydraulic protection (oil-filled compensator), an oil-filled submersible motor, a lower hydraulic protection, a discharge module, a check valve, an inverted-type electric centrifugal pump and a sealing unit with a suction channel [RU 2613542, F04D 13/10, publ. 02/28/2017], as well as the way of its operation. The sealing assembly is a liner with an attached seal in the form of a mechanical packer or an elastomer swelling in the wellbore fluid that bridges the annular gap between the liner and the additional tubing string. A downhole filter is connected to the liner below the seal to protect it from mechanical impurities. During the operation of the pumping unit, the well fluid is lifted along the tubing string.

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

Задачей настоящего изобретения является повышение надежности эксплуатации, подвешенной на грузонесущем кабеле насосной установки, 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 improve the reliability of operation, suspended on the load-carrying cable of a pumping unit, including a small diameter, for efficient production of well fluid with a high gas content along the production string.

Указанный технический результат достигается тем, что погружная насосная установка, спускаемая на грузонесущем кабеле в колонну НКТ, и содержащая кабельный удлинитель, гидрозащиту верхнюю, электродвигатель, гидрозащиту нижнюю, модуль выкидной, электроцентробежный насос перевернутого типа и узел герметизации, согласно изобретению, на конце колонны установлен посадочный ниппель, ниже которого размещен газосепаратор с входной решеткой в нижней части и выходными отверстиями в верхней части, при этом газосепаратор связан с насосом через узел герметизации, снабженный уплотняющими манжетами.The specified technical result is achieved in that a submersible pumping unit, lowered on a load-carrying cable into the tubing string, and containing an extension cable, an upper hydraulic protection, an electric motor, a lower hydraulic protection, a flow-out module, an inverted-type electric centrifugal pump and a sealing unit, according to the invention, is installed at the end of the string a landing nipple, below which there is a gas separator with an inlet grid in the lower part and outlet openings in the upper part, while the gas separator is connected to the pump through a sealing unit provided with sealing collars.

При работающем электроцентробежном насосе газ выходит из выпускных отверстий газосепаратора в межтрубное пространство между насосно-компрессорными трубами (НКТ) и обсадной колонной.When the electric centrifugal pump is running, gas flows out of the gas separator outlets into the annular space between the tubing and the casing.

В некоторых вариантах исполнения посадочный ниппель может быть совмещен с трубчатым отсекателем, который окружает верхнюю часть газосепаратора и имеет радиальные отверстия, выполненные на уровне выходных отверстиями газосепаратора, при этом входная решетка газосепаратора находится ниже отсекателя, а внутри отсекателя установлен узел герметизации с уплотняющими манжетами, выполняющими роль пакера.In some embodiments, the landing nipple can be combined with a tubular cutter that surrounds the upper part of the gas separator and has radial holes made at the level of the gas separator outlet openings, while the gas separator inlet grate is below the cutter, and inside the cutter there is a sealing unit with sealing collars performing the role of the packer.

Колонну НКТ с установленным отсекателем, спускают в скважину, и затем спускают на грузонесущем кабеле установку предлагаемой комплектации и устанавливают ее в посадочное место отсекателя.The tubing string with the installed cutter is lowered into the well, and then the installation of the proposed configuration is lowered on the load-carrying cable and installed in the cutter seat.

При работающем электроцентробежном насосе скважная жидкость будет поступать через входную решетку газосепаратора, а газ - выходить через выпускные отверстия газосепаратора и через отверстия отсекателя в межтрубное пространство.When the electric centrifugal pump is running, the well fluid will flow through the inlet grid of the gas separator, and the gas will exit through the outlet openings of the gas separator and through the cutoff openings into the annular space.

Наряду с традиционным способом использования в скважинах, оборудованных обсадной колонной и колонной НКТ, погружная насосная установка предлагаемой комплектации может эксплуатироваться в колонне НКТ с приемлемым габаритом, на которой ранее в скважину была спущена погружная установка электроцентробежного насоса (УЭЦН), вышедшая из строя.Along with the traditional method of use in wells equipped with a casing and tubing string, a submersible pumping unit of the proposed configuration can be operated in a tubing string with an acceptable size, on which a submersible electric centrifugal pump (ESP) unit, which was out of order, was previously lowered into the well.

Предлагаемый способ эксплуатации погружной насосной установки на грузонесущем кабеле, включающий спуск в колонну насосно-компрессорных труб установки, содержащей кабельный удлинитель, гидрозащиту верхнюю, электродвигатель, гидрозащиту нижнюю, модуль выкидной, электроцентробежный насос перевернутого типа и узел герметизации, и последующий подъем скважинной жидкости по колонне НКТ, отличается тем, что к установке ниже узла герметизации присоединяют газосепаратор, имеющий входную решетку в нижней части и выкидные отверстия в верхней части, в колонне насосно-компрессорных труб предварительно пробивают ряды верхних и нижних отверстий, спуск установки осуществляют в колонну НКТ с отработавшей установкой, расположенную внутри обсадной колонны, и фиксируют таким образом, чтобы ряд верхних отверстий НКТ находился выше уровня скважинной жидкости напротив выкидных отверстий газосетаратора, а входная решетка газосепаратора расположена внутри скважинной жидкости напротив ряда нижних отверстий.The proposed method of operating a submersible pumping unit on a load-carrying cable, including lowering into the tubing string of the installation containing a cable extension, an upper hydraulic protection, an electric motor, a lower hydraulic protection, a flow-out module, an inverted-type electric centrifugal pump and a sealing unit, and subsequent lifting of the well fluid along the string The tubing differs in that a gas separator is connected to the installation below the sealing unit, which has an inlet grid in the lower part and discharge holes in the upper part, rows of upper and lower holes are pre-punched in the tubing string, the installation is lowered into the tubing string with the spent installation located inside the casing and fixed in such a way that the row of upper tubing holes is above the level of the well fluid opposite the gas setrator flow holes, and the gas separator inlet grid is located inside the well fluid opposite the row of lower holes.

Два ряда отверстий в колонне НКТ пробивают выше отработавшей УЭЦН кумулятивным, гидропескоструйным или другим известным методом на расстоянии, соизмеримым с расстоянием между входной решеткой и выпускными отверстиями.Two rows of holes in the tubing string are punched above the spent ESP using cumulative, hydrosand-jet or other known method at a distance commensurate with the distance between the inlet grid and the outlet holes.

Сущность заявляемых изобретений поясняется чертежами, где на фиг. 1 представлена заявляемая погружная насосная установка, размещенная в посадочном ниппеле насосно-компрессорной колонны, продольный разрез. На фиг. 2 - погружная насосная установка, размещенная в насосно-компрессорной колонне с отсекателем, продольный разрез; На фиг. 3 - погружная насосная установка, размещенная в насосно-компрессорной колонне над неработающей УЭЦН, продольный разрез; на фиг. 4 - вариант применяемого газосепаратора.The essence of the claimed inventions is illustrated by drawings, where Fig. 1 shows the inventive submersible pumping unit located in the landing nipple of the tubing string, longitudinal section. FIG. 2 - submersible pumping unit located in a tubing string with a cut-off device, longitudinal section; FIG. 3 - submersible pumping unit located in the tubing string above the idle ESP unit, longitudinal section; in fig. 4 - a variant of the used gas separator.

Погружная насосная установка (фиг. 1), спускаемая в колонну НКТ 12, включает в себя грузонесущий кабель 1, кабельный удлинитель 2, гидрозащиту верхнюю 3, блок измерительный 4, электродвигатель 5, гидрозащиту нижнюю 6, электроцентробежный насос 8 перевернутого типа с модулем выкидным 7 и узел герметизации 9. Ниже узла герметизации 9 установлен газосепаратор 11, имеющий внизу входную решетку 16 и выходные отверстия 15 в верхней части. На конце насосно-компрессорной колонны 12 накручен посадочный ниппель 10, в который устанавливается узел герметизации 9, снабженный шевронными уплотняющими манжетами 17. Узел герметизации 9 предназначен для исключения перетока откачиваемой жидкости. После фиксации установки с помощью узла герметизации 9 входная решетка 16 и выходные отверстия 15 газосепаратора 11 оказываются расположенными ниже посадочного ниппеля 10 в объеме скважинной жидкости.A submersible pumping unit (Fig. 1), lowered into the tubing string 12, includes a load-carrying cable 1, an extension cable 2, an upper hydraulic protection 3, a measuring unit 4, an electric motor 5, a lower hydraulic protection 6, an electric centrifugal pump 8 of an inverted type with a discharge module 7 and a sealing unit 9. Below the sealing unit 9 there is a gas separator 11 having an inlet grid 16 at the bottom and outlet openings 15 in the upper part. At the end of the tubing string 12, a landing nipple 10 is screwed into which a sealing unit 9 is installed, equipped with chevron sealing cuffs 17. The sealing unit 9 is designed to prevent the pumped-out liquid overflow. After fixing the installation with the sealing unit 9, the inlet grid 16 and outlet openings 15 of the gas separator 11 are located below the landing nipple 10 in the volume of the well fluid.

В некоторых вариантах исполнения (фиг. 2) на конце насосно-компрессорной колонны 12 может быть накручен отсекатель 24, внутри которого установлены узлы герметизации 9, снабженные шевронными уплотняющими манжетами 17. Отсекатель 24 представляет собой участок трубы, окружающий верхнюю часть газосепаратора 11, в которой выполнен радиальных выпускных отверстий по окружности, расположенных напротив выходных отверстий 15 газосепаратора 11, при этом впускная решетка 16 газосепаратора находится ниже отсекателя, В верхней части отсекатель 24 совмещен с посадочным ниппелем 10. Узлы герметизации 9 с манжетами 17 играют роль пакера и предназначены для исключения перетока откачиваемой жидкости.In some embodiments (Fig. 2) a cut-off device 24 can be wound at the end of the tubing string 12, inside of which there are sealing assemblies 9 provided with chevron sealing collars 17. The cut-off device 24 is a section of pipe surrounding the upper part of the gas separator 11, in which radial outlet openings are made around the circumference, located opposite the outlet openings 15 of the gas separator 11, while the inlet grate 16 of the gas separator is below the cutter, In the upper part, the cutter 24 is aligned with the landing nipple 10. Sealing assemblies 9 with collars 17 play the role of a packer and are designed to prevent overflow pumped out liquid.

В составе заявляемой погружной установки могут применяться центробежные газосепараторы, преимущественно, вихревого типа, которые могут иметь конструкцию аналогичную, описанной, например, в патенте РФ №2660972, F04D 13/10 опубл. 11.07.2018. На фиг. 4 представлен один из вариантов исполнения газосепаратора 11, содержащего входную решетку 16. геликоидальный шнек 21 с переменным шагом, вихревую камеру 22 и разделитель 23 с выходным отверстием 15 для выброса отсепарированного газа в межтрубное пространство 14.As part of the inventive submersible installation, centrifugal gas separators, mainly of the vortex type, can be used, which can have a design similar to that described, for example, in RF patent No. 2660972, F04D 13/10 publ. 11.07.2018. FIG. 4 shows one of the variants of the gas separator 11, which contains an inlet grid 16. helical screw 21 with a variable pitch, a vortex chamber 22 and a separator 23 with an outlet 15 for ejection of the separated gas into the annular space 14.

Погружная установка работает следующим образом. При включении электродвигателя 5 (фиг. 1) скважинная жидкость (сплошные стрелки) в виде газожидкостной смеси проходит через входную решетку 16 центробежного газосепаратора 11 и закручивается геликоидальным шнеком 21 с переменным шагом. В поле центробежных сил происходит частичная сепарация газа (пунктирные стрелки) от жидкости, продолжающаяся в вихревой камере 22 с переносом жидкой фазы к периферии и вытеснением газовой фазы к центру. После вихревой камеры 22 с помощью разделителя 23 отсепарированный газ из центра газосепаратора 11 сбрасывается через выходные отверстия 15 в межтрубное пространство 14 между НКТ 12 и обсадной колонной 13, а нефтесодержащая жидкость (штриховые стрелки) через выкидной модуль 7 поднимается внутри НКТ 12 на поверхность.Submersible installation works as follows. When the electric motor 5 (Fig. 1) is turned on, the well fluid (solid arrows) in the form of a gas-liquid mixture passes through the inlet grid 16 of the centrifugal gas separator 11 and is twisted by a helical screw 21 with a variable pitch. In the field of centrifugal forces, a partial separation of the gas (dotted arrows) from the liquid occurs, continuing in the vortex chamber 22 with the transfer of the liquid phase to the periphery and the displacement of the gas phase to the center. After the vortex chamber 22, by means of the separator 23, the separated gas from the center of the gas separator 11 is discharged through the outlet openings 15 into the annular space 14 between the tubing 12 and the casing 13, and the oily liquid (dashed arrows) through the flow module 7 rises inside the tubing 12 to the surface.

После спуска установки в НКТ 12 с отсекателем 24 на нижнем конце (фиг. 2), в узлах герметизации 9, расположенных ниже выпускных отверстий 25 происходит распор шевронных уплотняющих манжет 17, в результате которого они упираются на внутреннюю поверхность отсекателя 24 и перекрывают кольцевое пространство, выполняя роль пакера, исключающего переток откачиваемой жидкости. При включении электродвигателя 5 скважинная жидкость проходит через центробежный газосепаратор 11, отсепарированный газ выходит из выходных отверстий 15 газосепаратора, проходит через выпускные отверстия отсекателя 25 и попадает в межтрубное пространство 14 между НКТ 12 и обсадной колонной 13, а нефтесодержащая жидкость, как и в первом варианте, через выкидной модуль 7 поднимается внутри НКТ 12 на поверхность.After running the installation into the tubing 12 with a cutter 24 at the lower end (Fig. 2), in the sealing assemblies 9 located below the outlet openings 25, the chevron sealing collars 17 are spaced, as a result of which they abut against the inner surface of the cutter 24 and overlap the annular space, acting as a packer, excluding the overflow of the pumped liquid. When the electric motor 5 is turned on, the well fluid passes through the centrifugal gas separator 11, the separated gas leaves the outlet openings 15 of the gas separator, passes through the outlet openings of the cutter 25 and enters the annular space 14 between the tubing 12 and the casing 13, and the oily liquid, as in the first version , through the flow-out module 7 rises inside the tubing 12 to the surface.

Заявляемый способ эксплуатации включает присоединение к нижней части погружной установки газосепаратора 11, содержащего входную решетку 16 в нижней части и выкидные отверстия 15 в верхней части; спуск погружной насосной установки на грузонесущем кабеле 1 с газосепаратором внутрь колонны НКТ 12, на которой спускалась отработавшая УЭЦН 18 (фиг. 3). В нижней части НКТ 12, расположенной в обсадной колонне 13, над УЭЦН 18 предварительно пробивают ряд нижних 19 и ряд верхних 20 отверстий по окружности кумулятивным, гидропескоструйным или другим известным способом. Спускаемую погружную установку фиксируют с помощью узла герметизации 17 на уровне, обеспечивающем расположение верхних отверстий 20 выше уровня скважинной жидкости в обсадной колонне 13 напротив выкидных отверстий 15 газосепаратора 11, а нижних отверстий 19 - напротив входной решетки 16, находящейся внутри скважинной жидкости.The inventive method of operation includes connecting to the lower part of the submersible installation of the gas separator 11, containing the inlet grate 16 in the lower part and discharge holes 15 in the upper part; lowering a submersible pumping unit on a load-carrying cable 1 with a gas separator inside the tubing string 12, on which the spent ESP 18 was run (Fig. 3). In the lower part of the tubing 12, located in the casing 13, above the ESP 18, a number of lower 19 and a number of upper 20 holes are preliminarily punched along the circumference by cumulative, hydrosand-jet or other known method. The descent submersible installation is fixed by means of a sealing unit 17 at a level that ensures the location of the upper holes 20 above the level of the well fluid in the casing 13 opposite the discharge holes 15 of the gas separator 11, and the lower holes 19 opposite the inlet grid 16 located inside the well fluid.

Узел герметизации 9 фиксирует положение установки за счет распора шевронных уплотняющих манжет 17, упирающихся во внутреннюю поверхность труб НКТ 12. Таким образом узел герметизации 9 играет роль пакера, исключающего переток откачиваемой жидкости.The sealing unit 9 fixes the position of the installation due to the expansion of the chevron sealing collars 17, abutting against the inner surface of the tubing pipes 12. Thus, the sealing unit 9 plays the role of a packer that excludes the overflow of pumped liquid.

При включении электродвигателя 5 скважинная жидкость, проходя через нижние отверстия 19 и входную решетку 16, поступает в центробежный газосепаратор 11, откуда отсепарированный газ выводится из выходных отверстий газосепаратора 15 и через верхний ряд отверстий 20 в НКТ 12 попадает в межтрубное пространство 14 между НКТ 12 и обсадной колонной 13, а отсепарированная нефтесодержащая жидкость направляется в электроцентробежный насос 8 перевернутого типа, пройдя сквозь который, выбрасывается через выкидной модуль 7 и по колонне НКТ 12 поднимается на поверхность.When the electric motor 5 is switched on, the well fluid, passing through the lower holes 19 and the inlet grid 16, enters the centrifugal gas separator 11, from where the separated gas is removed from the outlet holes of the gas separator 15 and through the upper row of holes 20 in the tubing 12 enters the annular space 14 between the tubing 12 and casing 13, and the separated oily liquid is directed to the inverted type electric centrifugal pump 8, passing through which, is thrown out through the flow module 7 and along the tubing string 12 rises to the surface.

При извлечении газосепаратора, установленного внизу погружной насосной установки, необходимо потянуть вверх за грузонесущий кабель с силой, большей суммарного веса газосепаратора, погружной установки и самого кабеля с учетом сил трения, возникающих при подъеме.When removing the gas separator, installed at the bottom of the submersible pumping unit, it is necessary to pull up the load-carrying cable with a force greater than the total weight of the gas separator, the submersible unit and the cable itself, taking into account the friction forces arising during lifting.

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

Размеры 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 gas separator installed at the bottom of the submersible pump unit are selected such that they can be used in wells of any size, including those of small diameter.

Claims

1. A submersible pumping unit on a load-carrying cable, lowered into a tubing string and containing an extension cable, an upper hydraulic protection, an electric motor, a lower hydraulic protection, a flow-out module, an inverted-type electric centrifugal pump and a sealing unit, characterized in that a landing nipple is installed at the end of the column , below which there is a gas separator with an inlet grate in the lower part and outlet openings in the upper part, while the gas separator is connected to the pump through a sealing unit provided with sealing collars.

2. Submersible pumping unit according to claim 1, characterized in that the landing nipple is combined with a tubular cutter that surrounds the upper part of the gas separator and has radial holes made at the level of the gas separator outlet openings, while inside the cutter there is a sealing unit with sealing cuffs acting as packer.

3. A method of operating a submersible pumping unit on a load-carrying cable, including lowering into the tubing string of the installation containing an extension cable, an upper hydraulic protection, an electric motor, a lower hydraulic protection, a flow-out module, an inverted-type electric centrifugal pump and a sealing unit, and subsequent lifting of the well fluid along a tubing string, characterized in that a gas separator is connected to the installation below the sealing unit, which has an inlet grid in the lower part and discharge holes in the upper part, the installation is lowered into the tubing string with a spent installation located inside the casing, while in the tubing string, rows of upper and lower holes are pre-punched, and the installation is fixed in such a way that the row of upper holes in the tubing string is above the level of the well fluid opposite the gas separator discharge holes, and the inlet grid of the gas separator the torus was located inside the well fluid opposite the row of lower holes of the tubing string.