Патенты автора Вегера Николай Петрович (RU)
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано в скважинах с повышенным давлением попутного газа в затрубном пространстве и низким динамическим уровнем. Технический результат - повышение эффективности снижения избыточного давления попутного нефтяного газа в затрубном пространстве нефтяной скважины, повышение эффективности работы газонефтяного оборудования и увеличение добычи нефти. По способу на устьевой запорной арматуре через дополнительный тройник и отсекающую задвижку, установленные между тройником манифольдной задвижки и лубрикаторной задвижкой устьевой запорной арматуры скважины, параллельно основной гидравлической линии отбора скважинной жидкости монтируют байпасную линию. На ней устанавливают манометр и струйный аппарат. Камеру смешения этого аппарата соединяют с затрубным пространством скважины. В качестве рабочего потока для работы струйного аппарата используют жидкость, поднимаемую на поверхность насосом. В качестве насоса применяют электроцентробежный, или электровинтовой, или электродиафрагменный, или вентильный насос. Каждый из них имеет возможность регулирования частоты вращения вала погружного электропривода при различных режимах работы, изменять подачу и напор. При снижении давления в затрубном пространстве скважины и повышении динамического уровня в скважине увеличивают производительность погружного глубинного насоса за счет увеличения частоты вращения вала погружного электропривода. В конфузоре струйного аппарата создают высокоэнергетический поток скважинной жидкости, за счет которого в камере смешения струйного аппарата создают разрежение. Газ из затрубного пространства смешивают с этим потоком и через диффузор нагнетают в линию отбора скважинной жидкости. Поток скважинной жидкости по основной линии устьевой запорной арматуры перекрывают манифольдной задвижкой либо электромагнитным, либо механическим клапаном. На основной линии устьевой запорной арматуры устанавливают штуцерную камеру либо задвижку для регулирования давления на буфере. При этом регулирование работы глубинного насосного оборудования и струйного аппарата осуществляют изменением проходного сечения в конфузоре и диффузоре струйного аппарата, а также изменением частоты вращения вала погружного электропривода. На байпасной линии после струйного аппарата устанавливают дополнительную отсекающую задвижку и пробоотборник. Давление в линиях контролируют манометрами и датчиками давления, обеспечивающими возможность передачи данных на станцию управления. Давление на приеме насоса контролируют датчиками блока телеметрии, установленного на погружном электроприводе. Данные от датчиков передают на станцию управления и на пульт диспетчера для контроля и автоматического управления работой оборудования и электромагнитным клапаном. 1 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей технике, а именно к погружным насосным агрегатам с системами охлаждения погружных маслозаполненных электродвигателей, и может быть использовано в скважинах, где температура пластовой жидкости выше 90-100оС при больших диаметрах скважин. Устройство снижения температуры электродвигателя установлено между корпусом статора двигателя и нижним основанием двигателя. Малогабаритный кожух для устройства снижения температуры закреплен на корпусе устройства снижения температуры. Проток пластовой жидкости осуществлен через отверстия в гайках, соединяющих малогабаритный кожух с устройством снижения температуры, по поверхности кожуха устройства снижения температуры. Для увеличения скорости протока пластовой жидкости применены уплотняющие элементы из набухающих полимеров для герметизации полости между малогабаритным кожухом и эксплуатационной колонной. За счет протока пластовой жидкости через отверстия в гайках по поверхности кожуха устройства снижения температуры создают дополнительную ветвь отбора тепла в пластовую жидкость. Изобретение направлено на охлаждение погружного электродвигателя электроцентробежного насоса при больших диаметрах скважин достижением достаточной для снижения температуры двигателя скорости движения пластовой жидкости за счет уменьшения кольцевого пространства между устройством снижения температуры и эксплуатационной колонной и исключение перегрева двигателя без применения специального входного модуля насоса или его доработки для крепления кожуха. 1 ил.
Изобретение относится к скважинному оборудованию и предназначено для использования при добыче пластового флюида или закачке рабочего агента в скважину, а также при одновременно-раздельной или поочередной эксплуатации нескольких продуктивных пластов и пропластков скважин многопластовых месторождений. Техническим результатом является упрощение конструкции, технологии изготовления, а также повышение надежности и эффективности работы компенсатора термобарических изменений длины колонны труб. Предложен компенсатор термобарических изменений длины колонны труб с гашением продольных колебаний, выполненный из нескольких труб, соединенных между собой муфтами и гайками, включающий корпус, состоящий из двух частей - нижней и верхней. Причем в корпусе нижнем расположен шток, на который насажена пружина компенсации хода колонны труб вниз, ограниченная с одной стороны муфтой со скользящей посадкой в корпусе нижнем, а с другой гайкой. Линейные размеры, ход пружины и рабочий зазор между муфтой со скользящей посадкой и нижней ограничивающей гайкой могут быть постоянными с запасом хода, либо выбраны из предполагаемого хода колонны труб вниз. При этом компенсатор соединен с колонной труб при помощи патрубка, который посредством муфты соединен со штоком, а далее на шток насажена пружина компенсации хода колонны труб вверх, ограниченная гайками, завернутыми в нижний и верхний корпусы. Для исключения заедания и западания пружин они могут снабжаться проставочными кольцами. В корпусе верхнем расположена муфта со скользящей посадкой, соединяющая шток с патрубком верхним, ход которой ограничен гайками, завернутыми в корпус верхний. Линейные размеры, ход пружины и рабочий зазор между муфтой со скользящей посадкой и верхней ограничивающей гайкой могут быть постоянными с запасом хода, либо выбраны из предполагаемого хода колонны труб вверх. В верхнюю гайку завернут патрубок соединительный, соединяющий через переводник компенсатор с колонной труб, при этом посредством сжатия пружин происходит компенсация хода колонны труб вниз и/или вверх с одновременным гашением колебаний. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.
Изобретение относится к области добычи углеводородов насосами различных типов с погружным электродвигателем. Cпособ обеспечивает герметичное разъемное соединение во входном модуле электрической линии погружного электродвигателя. Входной модуль насоса состоит из корпуса, выполненного без смещения оси относительно элементов кожуха, с фланцами для соединения с насосом и электродвигателем. Корпус модуля снабжен каналами для вала, для прохождения жидкости и отдельным каналом для размещения герметичной двухсторонней соединительной муфты электрического соединения электродвигателя, отверстиями для заполнения электроизоляционной жидкостью и для опрессовки соединения электрической линии. Герметичность соединения обеспечивают кольцевыми уплотнительными элементами и пробками с кольцевыми уплотнительными элементами или свинцовыми и медными прокладками или выполняют открытую полость для герметизации канала компаундом. Соединение электрической линии выполняют при помощи соединительной муфты ответными герметичными муфтами. Изобретение направлено на расширение сферы применения модуля, создание надежной конструкции герметичного соединения электрической линии, повышение ее защищенности. 1 ил.
Устройство разъемного герметичного электрического соединителя по типу «мокрый контакт» предназначено для электрического соединения кабельной линии в проводящей среде. Соединитель состоит из двух частей - верхней и нижней, Верхняя часть соединителя состоит из корпуса, сильфона с камерой, заполненной электроизоляционной жидкостью, контактной группы с необходимым количеством контактов, которую соединяют с кабельной линией с помощью геофизической приборной головки и защитного кожуха с возвратной пружиной и цанговым захватом, причем в нижней части корпуса располагают захватную цангу, полость которой заполняют электроизоляционной смазкой. Нижняя часть соединителя состоит из корпуса с канавкой для цангового захвата, в котором располагают блок контактных колец, которые соединяют с кабельной линией с помощью геофизической приборной головки, сильфона с камерой, заполненной электроизоляционной жидкостью, защитного герметичного кожуха, поджимаемого посредством пружины, и стержня с канавкой для цангового захвата. Между защитными герметичными кожухами и корпусами верхней и нижней частей соединителя устанавливают уплотнительные элементы. Технический результат - повышение надежности как электрического, так и механического герметичного соединения линии, в том числе при одновременно-раздельной эксплуатации нефтяных скважин. 1 ил.
Изобретение относится к области добычи углеводородов и предназначено для перекачки жидкости погружными насосами. Входной модуль погружного насоса с герметичными соединениями состоит из корпуса, выполненного без смещения оси относительно элементов кожуха, с фланцами для соединения с насосом и погружным электродвигателем. Модуль имеет сквозной канал для вала насосной установки, каналы для прохождения жидкости. В корпусе модуля выполнен отдельный канал для размещения герметичной двухсторонней муфты электрического соединения погружного электродвигателя с кабельным удлинителем, отверстия для заполнения электроизоляционной жидкостью и для опрессовки соединения электрической линии. Модуль соединен с герметичным кожухом при помощи разрезной гайки с резьбой, расположенной в углублении входного модуля, направляющей шпонки и уплотнительных кольцевых элементов для герметизации соединения с герметичным кожухом электродвигателя. Кожух выполнен с возможностью перемещения при сборке и разборке по шпоночному пазу, что исключает взаимное вращение герметичного кожуха и входного модуля, скручивание силового кабеля в кожухе и его повреждение. Изобретение направлено на расширение сферы применения входного модуля в установках с погружными насосами, повышение ее защищенности и надежности. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.
Изобретение относится к области добычи углеводородов и предназначено для перекачки жидкости погружными электроцентробежными и электровинтовыми насосами различных типов с погружным электродвигателем в герметичном кожухе или в других компоновках. Сущность изобретения: способ обеспечивает герметичное соединение кожуха погружного электродвигателя с входным модулем погружных насосов, который выполняют без смещения оси относительно элементов кожуха, с фланцами для соединения с насосом и погружным электродвигателем. Согласно изобретению герметичный кожух соединяют с входным модулем при помощи разрезной гайки, расположенной в углублении входного модуля, при этом кожух при сборке и разборке перемещается по шпоночному пазу, либо соединение герметичного кожуха с входным модулем выполняют при помощи промежуточного соединительного элемента с направляющими шпонками или с правой и левой резьбой, что исключает взаимное вращение герметичного кожуха и входного модуля, скручивание силового кабеля в кожухе и его повреждение. 8 ил.
Изобретение относится к скважинным насосным установкам и может быть применено для управления скважиной при одновременно-раздельной или поочередной эксплуатации нескольких продуктивных пластов. Способ включает отдельный спуск в скважину колонны труб с пакерной системой, оснащенной, по крайней мере, одним пакером, блоками датчиков контроля параметров работы пластов, оснащенными, по крайней мере, одним комплектом датчиков контроля параметров работы пластов, управляемых электрических, либо электромеханических клапанов регулирующих, либо отсекающих поступление флюида из пластов в скважину, либо, как минимум, для одного эксплуатируемого пласта, нижней части внутрискважинного электрически и механически соединяемого и разъединяемого блока «мокрый контакт», как минимум одной электрической линией связи управления, питания и передачи информации, которая соединяет датчики контроля работы пластов и управляемые электрические, либо электромеханические клапаны с нижней частью блока «мокрый контакт», установку пакерной системы в эксплуатационной колонне для разъединения эксплуатируемых пластов. Технический результат заключается в повышении эффективности автоматизирования системы контроля работы скважинной системы. 4 з.п. ф-лы, 4 ил.
