Установка для внутрискважинной сепарации водогазонефтяной смеси от воды



Установка для внутрискважинной сепарации водогазонефтяной смеси от воды
Установка для внутрискважинной сепарации водогазонефтяной смеси от воды
Установка для внутрискважинной сепарации водогазонефтяной смеси от воды
Установка для внутрискважинной сепарации водогазонефтяной смеси от воды

 


Владельцы патента RU 2483211:

Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)

Предлагаемое изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при отделении газонефтяной смеси от добываемой жидкости (воды) скважины-донора. Установка для внутрискважинной сепарации водогазонефтяной смеси от воды включает электропогружной насос, два ряда концентрично расположенных колонн насосно-компрессорных труб. НКТ подвешены к устьевой арматуре, из которых нижняя часть наружного ряда вблизи устья скважины жестко соединена с внутренним рядом. Внутренний ряд НКТ имеет разрыв в пределах расположения нижней части наружного ряда, где встроен разделенный перегородкой на две части сепаратор центробежного типа. Сепаратор оборудован трубкой для отвода газоводонефтяного потока из-под перегородки в верхнюю часть наружного ряда труб. Продолжением внутреннего ряда труб ниже разрыва является заглушенный сверху патрубок, выполненный с боковыми тангенциальными каналами для выхода потока жидкости в сепаратор. Корпус сепаратора выше перегородки и на уровне ниже тангенциальных каналов патрубка имеет радиальные каналы и нижний открытый конец, гидравлически сообщающие его с наружным рядом колонны насосно-компрессорных труб. Верхняя часть корпуса сепаратора соединена с внутренним рядом насосно-компрессорных труб с помощью муфты перекрестного сечения. Муфта перекрестного сечения выполнена с тангенциальными боковыми выходными каналами для отвода газоводонефтяной смеси из внутренней полости наружного ряда НКТ. Внешний ряд НКТ верхним концом в устьевой арматуре соединен с линией нефтепровода со штуцером, а внутренний ряд НКТ - с водопроводом, при этом корпус сепаратора с наружной стороны снабжен центраторами в виде ребер. Технический результат заключается в обеспечении бесперебойной работы, исключении снижения приемистости нагнетательных скважин, обусловленной отложениями нефтепродуктов и образованием газовых пробок в трубопроводах и в НКТ. 1 з.п. ф-лы, 5 ил.

 

Предлагаемое изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при отделении газонефтяной смеси от добываемой жидкости (воды) скважины-донора в системе поддержания пластового давления путем межскважинной перекачки пластовой воды.

Известна скважинная установка для совместно-раздельного лифтирования жидкости и газа, включающая два ряда концентрично расположенных колонн лифтовых труб, внутрискважинный сепаратор с выходом газожидкостного потока из колонны лифтовых труб внутреннего ряда, сливное устройство, гидравлически связывающее сепаратор с трубным пространством колонны лифтовых труб внутреннего ряда. Сливное устройство выполнено в виде хвостовика, подсоединенного к нижнему концу колонны лифтовых труб внутреннего ряда и патрубка, жестко связанного посредством переходника с нижним концом колонны лифтовых труб наружного ряда, причем патрубок концентрично размещен в хвостовике с возможностью образования гидравлического затвора, разобщающего полости рядов колонны лифтовых труб (Авторское свидетельство СССР №1242601, опубл. 07.07.86 г.).

Известная установка предназначена для разделения газа от жидкости в нефтяных скважинах с высоким газовым фактором и не обеспечивает разделение газонефтяной смеси от добываемой продукции скважины-донора в системе межскважинной перекачки воды.

Наиболее близкой к предложенному изобретению по технической сущности является установка для внутрискважинной сепарации газа, включающая две концентрично расположенные трубы малого и большого диаметра, сепаратор центробежного типа, размещенный в разрыве колонны насосно-компрессорных труб вблизи устья скважины, сливной узел, хвостовик, подсоединенный к колонне насосно-компрессорных труб. Труба большого диаметра герметично соединена с колонной насосно-компрессорных труб выше и ниже разрыва. В нижней части колонна насосно-компрессорных труб снабжена электроцентробежным насосом, а в верхней части на устье скважины соединена с выкидной линией скважины. Сепаратор разделен на две части перегородкой и снабжен трубкой для отвода газа под перегородку в верхнюю часть трубы большого диаметра, а выше перегородки имеет отверстия для поступления воды в верхнюю часть колонны насосно-компрессорных труб. Труба большого диаметра с внутренней стороны снабжена датчиком уровня воды, размещенным ниже выхода трубки для отвода газа, и перепускным клапаном для выпуска газа в пространство скважины, соединенное с нефтепроводом через обратный клапан (Патент РФ №2290506, опубл. 27.12.2006 - прототип).

Данная установка также не обеспечивает разделение нефти и воды и подъем газонефтяной смеси на поверхность скважины-донора, поскольку через перепускной клапан система гидравлически связна с затрубным пространством, т.е. с приемом электропогружного насоса.

В предложном изобретении решается задача обеспечения сепарации газа с одновременным разделением нефти и воды в скважине-доноре и подъем газонефтяной смеси на поверхность с последующим отводом в нефтепровод.

Задача решается тем, что в установке для внутрискважинной сепарации водогазонефтяной смеси от воды, включающей электропогружной насос, два ряда концентрично расположенных колонн насосно-компрессорных труб, подвешенных к устьевой арматуре, из которых нижняя часть наружного ряда вблизи устья скважины жестко соединена с внутреннем рядом, имеющим разрыв в пределах расположения нижней части наружного ряда, где встроен разделенный перегородкой на две части сепаратор центробежного типа с трубкой для отвода водогазонефтяного потока из-под перегородки в верхнюю часть наружного ряда труб, заглушенного сверху патрубка, являющегося продолжением внутреннего ряда труб ниже разрыва, выполненного с боковыми тангенциальными каналами для выхода потока жидкости в сепаратор, корпус которого выше перегородки и на уровне ниже тангенциальных каналов патрубка имеет радиальные каналы и нижний открытый конец, гидравлически сообщающие его с наружным рядом колонны насосно-компрессорных труб, согласно изобретению верхняя часть корпуса сепаратора соединена с внутреннем рядом насосно-компрессорных труб с помощью муфты перекрестного сечения с тангенциальными боковыми выходными каналами для отвода водогазонефтяной смеси внутренней полости наружного ряда насосно-компрессорных труб, которые верхним концом в устьевой арматуре соединены с линией нефтепровода со штуцером, а внутренний ряд насосно-компрессорных труб - с водопроводом, при этом корпус сепаратора с наружной стороны снабжен центраторами в виде ребер.

На фиг.1 изображена общая схема установки, на фиг.2 - сечение по линии А-А на фиг.1, на фиг.3 - нефтепровод с задвижкой с электроприводом и с реле времени, на фиг.4 - продольный разрез верхней части сепаратора выше перегородки, на фиг.5 - сечение по линии Б-Б на фиг.4.

Установка состоит из электропогружного насоса 1, подвешенного на колонне насосно-компрессорных труб 2, и сепаратора 3 центробежного типа, установленного на разрыве внутреннего ряда колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) 4. Последняя концентрично расположена в колонне наружного ряда НКТ 5, жестко соединена с ней при помощи переходника 7, при этом сепаратор 3 расположен вблизи устья скважины 6. Верхний конец наружного ряда колонны НКТ 5 в устьевой арматуре обвязан нефтепроводом 8 со штуцером 9, а внутренний ряд колонны НКТ 4 - водопроводом 10. Сепаратор 3 имеет корпус 11, который сверху соединен с колонной внутреннего ряда НКТ 4 с помощью муфты перекрестного сечения 12 с тангенциальными боковыми выходными каналами 13. Корпус 11 сепаратора 3 снизу открытым концом концентрично расположен в колонне наружного ряда НКТ 5 выше переходника 7 и снабжен перегородкой 14 с центраторами 15, разделяющей сепаратор на две части. Отводная трубка 16 через муфты перекрестного сечения 12 соединяет пространство, находящееся под перегородкой 14, с верхней частью наружного ряда колонны НКТ 5.

Патрубок 17 с заглушенным верхним торцом и входным устройством 18, являющимся продолжением колонны НКТ 2 и выполненным в виде вертикальных тангенциальных щелей 19, концентрично расположен в корпусе 8 и образует сепарационное пространство с карманом 20. Корпус 8 сепаратора 3 на уровнях отводной трубки 16 и ниже тангенциальных щелей 19 имеет радиальные каналы соответственно 21 и 22.

Нефтепровод 8 может быть снабжен задвижкой 23 с электроприводом 24 и с реле времени 25 (фиг.3).

Электропогружной насос 1 спущен в скважину 6 на ступенчатой подвеске колонны насосно-компрессорных труб, состоящей из короткой (50-100 м) колонны наружного ряда НКТ 5 большего диаметра (например 3'' или 4'' в зависимости от диаметра эксплуатационной колоны) с патрубком 17, установленным непосредственно на переходнике 7, и колонны НКТ 2 обычного диаметра. Далее осуществляют спуск колонны внутреннего ряда НКТ 4 в компоновке с корпусом 8 сепаратора 3 и муфтой перекрестного сечения 12 в колонну наружного ряда НКТ 5 до упора в переходник 7. Затем приподнимают на 0,5-1 м для открытия нижнего конца корпуса 8 сепаратора 3 и подвешивают к устьевой арматуре для сообщения с водопроводом 10. Благодаря центраторам 15 корпус 8 сепаратора 3 концентрично размещается между патрубком 7 и в колонне наружного ряда НКТ 5.

Установка работает следующим образом.

При работе установки восходящий поток воды с содержанием нефтепродуктов, подаваемый электропогружным насосом 1 по насосно-компрессорным трубам (НКТ) 2, поступает в сепаратор 3 через патрубок 17. Водонефтяная смесь со свободным газом, выделившимся при снижении давления по мере подъема жидкости в колонне НКТ, проходя тангенциальные щели 19 входного устройства 18, закручивается. За счет центробежной силы происходит сепарация газа и отделение нефти от воды. Поскольку на устье скважины-донора осуществляется ограниченный отбор жидкости по колонне наружного ряда НКТ 5, скважинная продукция под перегородкой 14 разделяется на восходящий поток, состоящий из газонефтяной смеси с остаточным содержанием воды, и на нисходящий основной поток воды. Последний по радиальным каналам 22 и через открытый нижний конец корпуса 8 сепаратора 3 направляется по колонне наружного ряда НКТ 5 в радиальные каналы 21 сепаратора 3 и далее во внутренний ряд колонны НКТ 4, а затем по устьевой арматуре в водопровод 10. Также при этом газ и водонефтяная смесь направляются по отводной трубке 16 к муфте перекрестного сечения 12 и поступают во внутреннюю полость наружного ряда колонны НКТ 5, где закрученный поток газоводонефтяной смеси попадает в относительно застойную зону движения жидкости. В этой зоне благодаря центробежным силам происходит повторное отделение газонефтяной смеси от остаточной воды. По внутренней окружности полости наружного ряда колонны НКТ 5 за счет движения жидкости вверх, обусловленной частичным перепуском продукции скважины-донора в нефтепровод и действием гравитационной силы, газонефтяная смесь стремится вверх, а по внешней окружности вода направляется к радиальным каналам 22 корпуса 8 сепаратора 3. Для качественного разделения газонефтяной смеси от добываемой жидкости создаются оптимальные условия перераспределения добываемой жидкости в сепараторе 3 путем регулирования отбора жидкости штуцером 9 на нефтепроводе 8. По предварительным исследованиям содержания нефти в добываемой жидкости скважины-донора определяется необходимая суточная добыча нефти по линии отбора нефтепроводом. При этом оптимальным является увеличение количества суточного отбора жидкости по нефтепроводу на 30-50%, чем это требуется по результатам определения содержания нефти в добываемой воде. Это позволяет исключить попадание нефти в водопровод и добыть из продукции скважины-донора нефть с приемлемым содержанием воды.

Другим вариантом работы установки является периодическое открывание задвижки 23 электроприводом 24, управляемым реле времени 25. Реле времени 25 настраивают на период накопления нефти и период прокачки нефти по в нефтепровод 8.

Таким образом, разделение с последующим отводом газонефтяной смеси от закачиваемой воды при давлении, близком к устьевому давлению скважины-донора, обеспечивает бесперебойную работу системы межскважинной перекачки воды за счет исключения снижения приемистости нагнетательных скважин, обусловленного отложениями нефтепродуктов и образованием газовых пробок в трубопроводах и в НКТ.

Кроме этого реализация данной скважинной установки позволяет добыть дополнительный объем нефти из водозаборных скважин.

1. Установка для внутрискважинной сепарации водогазонефтяной смеси от воды, включающая электропогружной насос, два ряда концентрично расположенных колонн насосно-компрессорных труб, подвешенных к устьевой арматуре, из которых нижняя часть наружного ряда вблизи устья скважины жестко соединена с внутренним рядом, имеющим разрыв в пределах расположения нижней части наружного ряда, где встроен разделенный перегородкой на две части сепаратор центробежного типа с трубкой для отвода газоводонефтяного потока из-под перегородки в верхнюю часть наружного ряда труб, заглушенного сверху патрубка, являющегося продолжением внутреннего ряда труб ниже разрыва, выполненного с боковыми тангенциальными каналами для выхода потока жидкости в сепаратор, корпус которого выше перегородки и на уровне ниже тангенциальных каналов патрубка имеет радиальные каналы и нижний открытый конец, гидравлически сообщающих его с наружным рядом колонны насосно-компрессорных труб, отличающаяся тем, что верхняя часть корпуса сепаратора соединена с внутренним рядом насосно-компрессорных труб с помощью муфты перекрестного сечения с тангенциальными боковыми выходными каналами для отвода газоводонефтяной смеси из внутренней полости наружного ряда насосно-компрессорных труб, которые верхним концом в устьевой арматуре соединены с линией нефтепровода со штуцером, а внутренний ряд насосно-компрессорных труб - с водопроводом, при этом корпус сепаратора с наружной стороны снабжен центраторами в виде ребер.

2. Установка по п.1, отличающаяся тем, что нефтепровод снабжен задвижкой с электроприводом и с реле времени.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при добыче углеводородов для отвода попутного нефтяного газа. .

Изобретение относится к добыче нефти и может быть применено для улавливания песка при добыче нефти штанговыми скважинными глубинными насосами. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при добыче из скважин жидкости с большим газосодержанием посредством установок электроцентробежных насосов.

Изобретение относится к добывающей промышленности и может быть применено при добыче жидкости из скважин с проявлениями песка. .

Изобретение относится к технике добычи нефти, в частности к скважинным электроцентробежным насосам. .

Изобретение относится к области добычи нефти из нефтяных скважин механизированным способом, а именно добыче нефти электроцентробежным насосом или штанговым насосом

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к эксплуатации нефтедобывающей скважины с разделением пластовой продукции в скважине или эксплуатации водозаборной скважины, в добываемой пластовой жидкости которой имеется нефть

Изобретение относится к насосостроению и может быть использовано при добыче нефти с высоким содержанием газа и абразивных частиц. Газосепаратор скважинного погружного насоса, содержащий корпус, основание, в котором выполнены входные отверстия для подвода газожидкостной смеси. Головку с выходными отверстиями для вывода отсепарированного газа и выходные каналы для передачи дегазированной жидкости. Сепарационную камеру, вал, установленный на валу шнек, причем в корпусе на входе в сепарационную камеру установлена конусообразная втулка. Внутренний диаметр втулки меньше наружного диаметра сепарационной камеры. Изобретение направлено на повышение надежности работы газосепаратора. Техническим результатом является создание конструкции газосепаратора, способного длительное время безаварийно работать в жидкости, содержащей абразивные частицы. 7 з.п. ф-лы, 6 ил.

Группа изобретений относится к раздельной эксплуатации нескольких пластов с использованием штанговой насосной установки. Способ включает спуск в скважину установки, включающей колонну лифтовых труб, хвостовик с установленным на нем пакером, обеспечивающим разобщение верхнего и нижнего эксплуатируемых пластов, глубинный штанговый насос для подъема пластового флюида из двух пластов, входы которого сообщены с надпакерным пространством и подпакерным пространством через всасывающие клапаны, а выход сообщен с полостью колонны лифтовых труб через нагнетательный клапан; переходный элемент, обеспечивающий гидравлическую связь подпакерного пространства скважины через хвостовик с одним из всасывающих клапанов глубинного штангового насоса и постоянное отделение попутного газа из флюида, добываемого из нижнего пласта, в линию нефтесбора на устье скважины или в надпакерную полость скважины выше динамического уровня по скважинному трубопроводу. После отделения попутного газа осуществляют подъем пластового флюида из двух пластов по колонне лифтовый труб на устье скважины. Технический результат заключается в улучшении сепарации и отводе попутного газа, содержащегося в пластовом флюиде. 2 н. и 1 з.п.ф-лы, 3 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении обводненности продукции нефтедобывающей скважины. Технический результат направлен на повышение точности определения обводненности продукции скважины. Определение проводят в скважине, которую снабжают колонной насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом и обратным клапаном на конце. Для определения обводненности выбирают скважину, расположенную в районе середины нефтяной залежи, с режимами добычи, близкими к средним по залежи. Скважину эксплуатируют не менее времени выхода на рабочий режим. Останавливают скважину и проводят технологическую выдержку до отделения от продукции скважины газа, расслоения на нефть и воду. Выполняют измерение высоты столба жидкости, по взаиморасположению линий раздела сред жидкость - газ и вода - нефть определяют объемное значение обводненности.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для защиты погружных нефтяных насосов от гидроабразивного износа. Обеспечивает повышение надежности работы сепаратора. Погружной сепаратор механических примесей включает корпус с входными и выходными отверстиями, вращающийся шнек, защитную гильзу и разделительную головку с каналами отвода механических примесей. Входные отверстия расположены выше вращающегося шнека, а в разделительной головке выполнены каналы для очищенной жидкости, связанные с выходными отверстиями через кольцевой зазор, образованный между защитной гильзой и корпусом. На внутренней стороне защитной гильзы может быть выполнена винтовая решетка с ходом нарезки по направлению вращения шнека. Перед выходными отверстиями может быть установлено рабочее колесо для повышения напора. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к оборудованию для сепарации многофазных сред. Техническим результатом является повышение эффективности работы скважинного газопесочного сепаратора и упрощение конструкции. Скважинный газопесочный сепаратор содержит цилиндрический корпус с входными отверстиями, в верхней части которого концентрично установлен цилиндрический патрубок, содержащий сепарирующий узел в виде полого шнека с профилированной спиралью, спиральный канал, сообщающий входные отверстия с полостью усеченного конуса, вихревую камеру в виде полого усеченного конуса, концентрично установленную в нижней части корпуса под патрубком с сепарирующим узлом, и присоединенный к нижней части корпуса отстойник для сбора механических примесей. При этом профилированная спираль полого шнека выполнена двухзаходной. Наружная поверхность профилированной двухзаходной спирали имеет спиральную поверхность контакта с внутренней цилиндрической поверхностью корпуса, образуя двухзаходный спиральный канал, сообщающий входные отверстия с внутренней полостью корпуса выше вихревой камеры. Профилированная двухзаходная спираль расположена на полом шнеке ниже входных отверстий в корпусе сепаратора на расстоянии, превышающем один наружный диаметр шнека. На цилиндрическом корпусе выше входных отверстий установлен герметизирующий элемент, перекрывающий затрубное пространство. При этом геометрические размеры спиральных каналов и вихревой камеры подобраны в зависимости от дебита скважины и подачи применяемого скважинного насоса. 1 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к газосепараторам и может использоваться в составе погружных центробежных насосов для добычи нефти, воды и других жидкостей из скважин. Технический результат заключается в повышении эффективности сепарации жидкости и газа. Центробежный газосепаратор содержит корпус, основание с входными отверстиями, головку с каналами для подачи отсепарированной жидкости в насос и вывода отсепарированного газа в затрубное пространство и сепарирующее устройство, установленное на валу, при этом газосепаратор снабжен механизмом натяжения вала. 3 ил.

Предлагаемое изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для эксплуатации водозаборных скважин с содержанием попутной нефти в продукции, а также высокообводненных нефтяных скважин, используемых в качестве скважин-доноров (водозаборных). Установка обеспечивает внутрискважинное разделение нефти от добываемой продукции скважины и раздельно подъем нефти и воды на поверхность при межскважинной перекачке воды с целью поддержания пластового давления. Сущность изобретения: в установке, включающей колонну насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом, спущенную в эксплуатационную колонну скважины и в устьевой арматуре соединенную с водяной линией, разделительную камеру, расположенную в нижней части ствола скважины под электроцентробежным насосом, снабженным герметизирующим кожухом, канал для прохода отделившейся нефти, сообщающий затрубное пространство скважины с разделительной камерой, впускные отверстия для поступления разделенной воды, согласно изобретению герметизирующий кожух электроцентробежного насоса выполнен с возможностью гидравлически сообщить прием электроцентробежного насоса с входным устройством, размещенным в разделительной камере, состоящим из заглушенного с нижнего конца хвостовика, поделенного на секции с впускными отверстиями, при этом на уровне каждого впускного отверстия хвостовик снабжен стаканом, выполняющим функции впуска разделившийся воды во входное устройство и гидрозатвора для нефтяных капель, причем впускные отверстия располагаются в один ряд вдоль хвостовика и выполнены с уменьшающимся диаметром в каждой последующей секции по направлению вверх, а в качестве канала для прохождения нефтяных капель служит зазор между кожухом и эксплуатационной колонной скважины. Для подъема отсепарированной нефти из затрубного пространства на поверхность колонна насосно-компрессорных труб выполнена большего диаметра и в ней концентрично размещена колонна насосно-компрессорных труб меньшего диаметра, верхняя часть которой в устьевой арматуре жестко соединена с нефтяной линией, а нижняя часть герметично установлена в верхней цилиндрической камере коммутатора, установленного в колонне насосно-компрессорных труб большего диаметра на глубине ниже динамического уровня жидкости в скважине, при этом коммутатор снабжен вертикальными периферийными каналами для прохождения через него восходящего потока воды и нижней цилиндрической камерой для размещения вставного струйного насоса, состоящего из сопла, камеры смешения и диффузора, выход которого сообщен с верхней цилиндрической камерой, причем рабочая жидкость в струйный насос поступает от электроцентробежного насоса, а откачиваемая жидкость - по боковому каналу коммутатора из затрубного пространства скважины через обратный клапан, расположенный с наружной стороны коммутатора. Для герметизации вставного струйного насоса в нижней цилиндрической камере его корпус с наружной стороны снабжен уплотнительными манжетами и зафиксирован прижимным полым цилиндрическим винтом, при этом корпус струйного насоса под входом камеры смешения имеет радиальные отверстии, а с наружной стороны - круговую проточку. Установка обеспечивает реализацию разделения нефти от воды практически при любом количестве добываемой жидкости из водозаборных скважин за счет возможности использования входного устройства без ограничения его рациональной длины. Применение установки позволяет сохранить приемистость нагнетательных скважин за счет более качественной очистки закачиваемой воды от нефти и добыть дополнительный объем нефти из водозаборных скважин. Установка также позволяет экономически целесообразно использовать в качестве скважин-доноров (водозаборных) широкий набор высокообводненых нефтяных скважин по степени обводненности 95%-99% с учетом их территориально-рационального расположения в зоне нефтяных залежей, на которых требуется поддержание пластового давления путем межскважинной перекачки воды. 2 з.п. ф-лы, 3 ил

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение в системе поддержания пластового давления при межскважинной перекачке воды. Техническим результатом является упрощение конструкции и повышение надёжности внутрискважинного оборудования для разделения нефти от воды с обеспечением качественной очистки добываемой воды от нефти в скважине-доноре. Установка включает колонну насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом и промывочно-обратным клапаном, спущенным в эксплуатационную колонну скважины, межтрубное пространство над насосом для накопления и резервирования отделившейся нефти, разделительную камеру, расположенную в нижней части ствола скважины под электроцентробежным насосом, проходной канал, сообщающий межтрубное пространство над насосом с разделительной камерой, впускные и выпускные отверстия для поступления воды. При этом электроцентробежный насос снабжен наружным герметизирующим кожухом, который выполнен с возможностью гидравлического сообщения приема электроцентробежного насоса с входным устройством, размещенным в разделительной камере, состоящим из заглушенного с нижнего конца хвостовика, поделенного на секции с впускными отверстиями. На уровне каждого впускного отверстия хвостовик снабжен стаканом, выполняющим функции впуска разделившийся воды во входное устройство и гидрозатвора для нефтяных капель. Причем впускные отверстия располагаются в один ряд вдоль хвостовика и выполнены с уменьшающимся диаметром в каждой последующей секции по направлению вверх. В качестве проходного канала для нефтяных капель служит зазор между кожухом и эксплуатационной колонной скважины. 2 ил.
Наверх