Устройство для добычи нефти



Устройство для добычи нефти
Устройство для добычи нефти

 


Владельцы патента RU 2505666:

Закрытое акционерное общество "Новомет-Пермь" (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при добыче нефти с повышенным газосодержанием. Обеспечивает возможность увеличения КПД насоса при работе на газосодержащей смеси при увеличении допустимого газосодержания смеси на входе в насос, а также возможность периодического откачивания скопления газа при малых и даже нулевых количествах жидкой фазы. Сущность изобретения: устройство включает корпус, электродвигатель, погружной насос с напорной частью и входным устройством и эжектор. Согласно изобретению устройство снабжено кожухом, образующим с корпусом кольцевой канал ниже напорной части погружного насоса и выше эжектора. Эжектор расположен во входном устройстве и выполнен в виде кольцевой щели. При этом приемный патрубок эжектора соединен с напорной частью погружного насоса через кольцевой канал для частичного возврата перекачанной нефти. На выходе эжектора перед первой ступенью насоса размещена камера смешения, обеспечивающая возможность диспергирования газовой фазы и увеличения давления. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при добыче нефти с повышенным газосодержанием.

Известно устройство для добычи нефти, включающее погружной насос с электродвигателем и ступенями осевого или шнекового типа (патент RU 2368812 C1, F04D 13/10, опубл. 27.09.2009), которое позволяет увеличивать допустимое газосодержание перекачиваемой нефти за счет диспергации газовой фазы по объему жидкой фазы.

Однако, в данном устройстве при перекачке нефти с увеличенным объемным газосодержанием, как и у всех лопастных насосов, происходит уменьшение напора на одну ступень из-за низких его значений в ступенях на входе, но в несколько меньшей степени, чем в случае центробежных насосов. Для компенсации снижения напора требуется увеличение количества ступеней, что приводит к увеличению габаритов насоса. Другим недостатком устройства является существенное уменьшение КПД насоса за счет пониженного КПД ступеней на входе в насос, работающих на повышенном газосодержании. Кроме того, возможен срыв режима при периодическом попадании в насос существенных газовых объемов в условиях малого или нулевого объема жидкой фазы.

Частично эти недостатки устранены в устройстве для добычи нефти, принятом за прототип, которое содержит корпус, электродвигатель, погружной насос, входное устройство с газосепаратором-диспергатором и смонтированный на напорной части погружного насоса эжектор (струйный Насос) для закачки в насосно-компрессорную трубу газа, отсепариванного в газосепараторе-диспергаторе (патент RU 2274731 С2, E21B 43/00, опубл. 20.04.2006). В известном устройстве в эжектор направляется весь объем перекаченной погружным насосом нефти.

Недостатками указанного устройства являются:

- низкое КПД насоса при значительном газосодержании перекачиваемой среды, так как значение напора и КПД ступеней на входной части насоса остаются пониженными, несмотря на то часть газовой фазы отделяется в газосепараторе-диспергаторе и уходит в затрубное пространство;

- дополнительное снижение КПД из-за расхода энергии в газосепараторе-диспергаторе и в эжекторе, работающем на полной подаче насоса;

- отсутствие возможностей периодической откачки скоплений газа;

- сложность конструкции.

Технический результат, на достижение которого направлено заявленное изобретение, состоит в следующем:

- в увеличении КПД насоса при работе на газосодержащей смеси;

- в увеличении допустимого газосодержания смеси на входе в насос;

- в обеспечении возможности периодически откачивать скопления газа при малых и даже нулевых количествах жидкой фазы.

Для достижения указанного технического результата устройство для добычи нефти, содержащее электродвигатель, погружной насос с корпусом, напорной частью, входным устройством, и эжектор, согласно изобретению снабжено кожухом, образующим с корпусом кольцевой канал ниже напорной части и выше эжектора, эжектор расположен во входном устройстве и выполнен в виде кольцевой щели, при этом приемный патрубок эжектора соединен с напорной частью погружного насоса через кольцевой канал для частичного возврата перекачанной нефти, а на выходе эжектора перед первой ступенью насоса размещена камера смешения, обеспечивающая диспергирование газовой фазы и увеличение давления.

Для размещения кабеля питания электродвигателя в кожухе может быть выполнен продольный разрыв. В некоторых вариантах исполнения, внутри кожуха могут быть установлены трубки, гидравлически связывающие напорную часть погружного насоса с приемным патрубком эжектора.

Благодаря эжектору, установленному во входном устройстве погружного насоса перед первой ступенью, обеспечивается повышение давления на входе в эту ступень и диспергирование пузырьков газа в жидкой фазе. При этом объем пузырьков за счет повышения давления уменьшается с соответствующим уменьшением объемного газосодержания и, вследствие этого, увеличивается КПД насоса. Увеличению КПД способствует и то обстоятельство, что на питание эжектора рабочей жидкостью затрачивается не вся гидравлическая подача погружного насоса, а только ее часть.

Предлагаемое изобретение иллюстрируется чертежами, где на фиг.1 представлен продольный разрез заявляемого устройства, на фиг.2 - поперечный разрез А-А фиг.1.

Установка для добычи нефти содержит погружной насос 1, корпус 2, напорную часть 3 и эжектор 4, выполненный в виде кольцевой щели и размещенный во входном устройстве 5 (фиг.1). Рабочие органы погружного насоса 1 могут быть центробежного, диагонального или осевого типа. На выходе эжектора 4 перед первой ступенью насоса 1 находится камера смешения 6. Напорная часть 3 погружного насоса 1 соединена с приемным патрубком 7 эжектора 4. Соединение может осуществляться через кольцевой канал 8, образованный корпусом 2 и кожухом 9, охватывающим корпус 2 ниже напорной части 3 и выше эжектора 4. Для гидравлического соединения возможна установка внутри кожуха 9 трубок 10 (фиг.2), которые заканчиваются у приемного патрубка 7 эжектора 4. Кожух 9 имеет продольный разрыв 11 для размещения кабеля 12 питания электродвигателя (не показан).

Предлагаемое устройство работает следующим образом.

Нефть через входное устройство 5 поступает в погружной насос 1, который перекачивает ее в напорную часть 3, откуда часть нефти попадает в кольцевой канал 8 или трубки 10, спускается к приемному патрубку 7 и при выходе из эжектора 4 попадает в камеру смешения 6, где смешивается с основным потоком нефти. В камере смешения 6 происходит турбулентное смешение нефти с интенсивным диспергированием газовой фазы и увеличением давления перед входом в первое рабочее колесо погружного насоса 1. Повышение давления, которое составляет приблизительно 20-40% от давления на приемном патрубке 7, приводит к уменьшению объемов пузырьков газа и, соответственно, уменьшению объемного газосодержания на входе в насос 1, что способствует повышению его КПД.

Крупные газовые скопления на входе входного устройства 5 периодически по мере их образования откачиваются насосом 1 за счет наличия внутреннего контура циркуляции нефти через кожух 9.

Таким образом, предлагаемое техническое решение позволяет повысить КПД и увеличить допустимое газосодержание на входе в насос за счет повышения давления перед первым рабочим колесом и, соответственно, снижения объемного газосодержания, а также обеспечивает периодическую откачку скоплений газа при малых количествах жидкой фазы за счет наличия внутреннего контура циркуляции через кожух 9.

1. Устройство для добычи нефти, включающее корпус, электродвигатель, погружной насос с напорной частью и входным устройством и эжектор, отличающееся тем, что устройство снабжено кожухом, образующим с корпусом кольцевой канал ниже напорной части погружного насоса и выше эжектора, эжектор расположен во входном устройстве и выполнен в виде кольцевой щели, при этом приемный патрубок эжектора соединен с напорной частью погружного насоса через кольцевой канал для частичного возврата перекачанной нефти, а на выходе эжектора перед первой ступенью насоса размещена камера смешения, обеспечивающая возможность диспергирования газовой фазы и увеличения давления.

2. Устройство для добычи нефти по п.1, отличающееся тем, что в кожухе выполнен продольный разрыв, в котором размещен кабель питания электродвигателя.

3. Устройство для добычи нефти по п.1, отличающееся тем, что внутри кожуха установлены трубки, гидравлически связывающие напорную часть погружного насоса с эжектором.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к средствам подъема жидкости из скважины. Обеспечивает возможность регулирования объемов отбора нефти и воды при изменении уровня водонефтяного контакта в скважине в процессе работы, получения на поверхности скважины продукции, не требующей последующей сепарации на отдельные фазы, и снижения вероятности образования водонефтяных эмульсий и отложения парафина на внутренней поверхности труб.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке обводненной нефтяной залежи. Обеспечивает расширение области применения за счет использования в качестве водозаборных скважин как бывших добывающих, так и действующих обводненных добывающих скважин, и повышение эффективности за счет исключения остановок насосной установки для ее перевода в режим вытеснения нефти и на время проведения ремонтных работ на водопроводе.
Изобретение предназначено для использования при газлифтной эксплуатации скважин. Обеспечивает повышение эффективности работы газлифтной скважины путем снижения вязкости водонефтяной эмульсии, получения не застывающего потока как в скважине, так и в подводном трубопроводе за счет использования высокой температуры на забое и рационального применения реагентов в зависимости от температуры на забое.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных залежей, представленных слоисто-неоднородными коллекторами, в том числе пластами с высокой расчлененностью и аномально низким пластовым давлением.

Изобретение относится к растворам для глушения скважин. Способ обработки подземного пласта включает: закачивание в обсаженный, перфорированный ствол скважины, который рассекает пласт, раствора обращенной эмульсии для глушения скважины, содержащего: маслянистую непрерывную фазу, немаслянистую дисперсную фазу, эмульгирующий агент, по меньшей мере один разлагаемый материал и по меньшей мере один закупоривающий агент; контакт пласта с раствором для глушения скважины и предоставление возможности разлагаемому материалу, по меньшей мере, частично разложиться.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Предложен способ оптимизации добычи в скважине, в котором управляют системой искусственного подъема в стволе скважины, отслеживают множество параметров добычи на поверхности и в стволе скважины.

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 области добычи полезных ископаемых, а именно к области добычи жидких текучих сред из буровых скважин. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к разработке и эксплуатации нефтяных пластов с зонами различной проницаемости, в том числе с помощью боковых и боковых горизонтальных стволов из эксплуатационных колонн.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке месторождений с применением газлифтных способов эксплуатации скважин.

Группа изобретений относится к системам и способам для управления многочисленными скважинными инструментами. Многочисленные скважинные инструменты можно приводить в действие между рабочими положениями. Скважинные инструменты соединяют с множеством многоотводных модулей, при этом каждый многоотводный модуль обычно соединяют с одним или двумя скважинными инструментами. Линии управления соединяют с многоотводными модулями, а многоотводные модули обладают способностью управлять скважинными инструментами в большем количестве, чем количество линий управления. Каждый скважинный инструмент можно приводить в действие индивидуально, создавая подачи давления по одной или нескольким линиям управления. Техническим результатом является облегчение управления многочисленными скважинными инструментами. 4 н. и 19 з.п. ф-лы, 25 ил.

Группа изобретений относится к мониторингу показателей скважин с забойным и устьевым оборудованием. Более конкретно, настоящие изобретения раскрывают систему и способ по определению и вычислению расходов в скважинах, которые создают электропогружные насосы. Обеспечивается повышение эффективности мониторинга. Сущность: способ определения расхода через электропогружной насос содержит этапы, на которых: подводят электроэнергию к электропогружному насосу с наземного распределительного устройства; принимают с помощью процессора давление на приеме с первого манометра внизу по стволу скважины относительно электропогружного насоса и давление на выходе со второго манометра; принимают с помощью процессора напряжение и ток; принимают с помощью процессора по меньшей мере одно статическое значение; вычисляют с помощью процессора расход через электропогружной насос, в соответствии с чем: вычисляют отношение коэффициента полезного действия к расходу, вводя принимаемые напряжения и токи в уравнение равновесия мощностей; получают безразмерный расход, вводя вычисляемое отношение коэффициента полезного действия к расходу в статические данные; вычисляют расход на основании безразмерного расхода; и образуют диаграмму вычисляемых расходов. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 8 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к эксплуатации газовых скважин на завершающей стадии разработки и, в частности, к эксплуатации газовых скважин, в которых скорость газового потока недостаточна для выноса жидкости с забоя. Обеспечивает возможность оптимизации режима работы газовых скважин, позволяющего эксплуатировать их без остановки для удаления жидкости. Сущность изобретения: по способу газовую скважину снабжают основной лифтовой колонной и концентрично размещенной в ней центральной лифтовой колонной с образованием кольцевого пространства между ними. Торец центральной лифтовой колонны размещают ниже торца основной лифтовой колонны, а отбор газа осуществляют одновременно по центральной лифтовой колонне и кольцевому пространству. При этом отбор газа по центральной лифтовой колонне ведут с дебитом, в полтора раза превышающим дебит, необходимый для выноса жидкости из нее, а дебит газа по кольцевому пространству задают такой величины, чтобы он не превышал значения рабочего дебита. На пути потока из центральной лифтовой колонны устанавливают расходомерное устройство, на пути потока из кольцевого пространства устанавливают автоматический регулирующий клапан расхода газа. Затем потоки объединяют и направляют на аналогичное расходомерное устройство, при этом электрические сигналы с расходомерного устройства потока центральной лифтовой колонны и расходомерного устройства объединенного потока направляют на контроллеры автоматического управляющего комплекса, с помощью которого анализируют полученные данные и подают команду на автоматический регулирующий клапан расхода газа, оптимизируя суммарный дебит скважины с учетом фильтрационных сопротивлений скважины и в соответствии с аналитическим выражением. 3 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к мониторингу и управлению добывающей нефтяной скважиной. Технический результат направлен на повышение нефтедобычи, коэффициента извлечения нефти (КИН) из пласта или нескольких пластов, дренируемых скважиной, за счет произведения прямого замера параметров газожидкостного столба на различных его уровнях, управления производительностью погружного насоса и дебитом нефтедобычи с учетом наиболее благоприятных условий нефтеотдачи пласта. Способ мониторинга и управления добывающей нефтяной скважиной, в котором осуществляют контроль параметров погружного насоса, предусматривают мониторинг параметров газожидкостного столба в скважине в области погружного насоса. Для чего размещают датчики на насосно-компрессорной колонне у погружного насоса. Получают результаты измерений на поверхность, обрабатывают и используют эти результаты для управления погружным насосом при нефтедобыче. При этом мониторинг параметров газожидкостного столба в скважине осуществляют на различных его уровнях, включая положение динамического уровня и его расстояние до погружного насоса. Датчики размещают на нескольких фиксированных уровнях насосно-компрессорной колонны (НКТ). Предусматривают размещение на НКТ твердотельных батарей для автономного электрического питания. Эти возможности и результаты используют при управлении производительностью погружного насоса для поддержания депрессии и параметров газожидкостного столба в скважине, соответствующих равновесию между дебитом нефтеотдачи пласта или пластов и дебитом нефтедобычи скважины при максимально допустимой производительности насоса. 12 з.п. ф-лы, 2 ил.

Устройство для удаления пластовой жидкости из газовой скважины относится к оборудованию для эксплуатации газовых скважин и предназначено для удаления пластовой жидкости из газовых скважин. Обеспечивает повышение надежности работы устройства. Сущность изобретения: устройство состоит из пакера с хвостовиком, на нижнем конце которого телескопически установлен патрубок, обладающий положительной плавучестью, с перфорированной перегородкой на нижнем конусе. В осевом канале хвостовика установлен кольцевой поршень с рядом радиальных отверстий, а в промежутках между ними выполнен ряд продольных отверстий. Кольцевой поршень жестко связан с полым штоком, снабженным в верхней части переводником с внутренней расточкой и патрубком-удлинителем в нижней. Полый шток выполнен с рядом перфорированных отверстий, гидравлически связанных с радиальными отверстиями в кольцевом поршне. Патрубок-удлинитель снабжен конической фаской и полым поплавком, в осевом канале которого установлена перфорированная перегородка с направляющим стержнем, снабженным шаровым клапаном, установленным с возможностью взаимодействия с конической фаской патрубка-удлинителя. 3 ил.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для перепуска затрубного газа в колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважинах, эксплуатируемых установками погружных электроцентробежных насосов. Задачей предлагаемого изобретения является повышение надежности и эффективности работы установки погружного электроцентробежного насоса посредством повышения коэффициента полезного действия установки погружного электроцентробежного насоса. Поставленная задача решается применением струйного аппарата для перепуска затрубного газа в колонну НКТ, который установлен выше динамического уровня и сообщает затрубное пространство с полостью колонны НКТ через обратный клапан, причем струйный аппарат для перепуска затрубного газа выполнен из двух симметричных половин в продольном разрезе, одна из которых установлена неподвижно с обратным клапаном, а вторая имеет возможность продольного перемещения внутри колонны НКТ и связана через постоянные магниты с поршнем, подпружиненным снизу и размещенным в параллельном с осью колонны НКТ цилиндре, нижний конец которого сообщается с затрубным пространством, а верхний - с полостью колонны НКТ. Использование струйного аппарата для перепуска затрубного газа в колонну НКТ позволяет осуществлять снижение давления газа в затрубном пространстве скважин, эксплуатируемых установками погружных электроцентробежных насосов, позволяя повысить уровень пластовой жидкости над погружным электроцентробежным насосом, увеличить дебит скважины, избежать образования гидратных пробок в затрубном пространстве за счет снижения давления газа в затрубном пространстве. Кроме того, использование струйного аппарата для перепуска затрубного газа позволяет повысить КПД установки погружного электроцентробежного насоса, уменьшить глубину подвески погружного электроцентробежного насоса за счет повышения уровня пластовой жидкости в затрубном пространстве и тем самым снизить расход колонны НКТ и увеличить межремонтный период работы погружных электроцентробежных насосов. 2 ил.

Группа изобретений относится к эксплуатации подземной скважины и, в частности, к вариантам системы регулирования потока текучих смесей из геологического пласта в скважину или из скважины в геологический пласт. Такое регулирование обеспечивает, например, минимизацию добычи воды и/или газа, максимизацию добычи нефти и/или газа с балансированием добычи между зонами. Обеспечивает повышение надежности работы системы за счет ее саморегулирования. Сущность изобретения по одному из вариантов: система переменной сопротивляемости потоку содержит первый проточный канал и первую сеть из одного или нескольких отводных каналов, пересекающих первый проточный канал. При этом обеспечена возможность отведения части текучей смеси из первого проточного канала к первой сети отводных каналов, варьирования ее в зависимости, по меньшей мере, от вязкости текучей смеси или от скорости текучей смеси в первом проточном канале. Первая сеть отводных каналов способна направлять текучую смесь к первому управляющему каналу переключателя путей потока, который способен выбирать один из множества путей потока, по которому после переключателя проходит преобладающая часть текучей среды, по меньшей мере, частично в зависимости от части текучей смеси, отводимой к первому управляющему каналу. 3 н. и 13 з.п. ф-лы, 10 ил.

Изобретение относится к способу оптимизирования эксплуатации скважины. Выбирают интервалы в наклонно-направленном стволе скважины и развертывают колонну испытаний и обработки скважины в стволе скважины. Каждый интервал затем изолируют для обеспечения выполнения необходимых испытаний. Полученные данные испытаний оценивают для определения соответствующих восстановительных мероприятий, которые затем реализуют с помощью колонны испытаний и обработки скважины. Технический результат заключается в обеспечении испытания и обработки множества интервалов в горизонтальном стволе скважины во время одного рейса в ствол скважины. 3 н. и 8 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к области добычи углеводородов и может быть применено при закачке рабочего агента или добычи пластового флюида. Гидравлический регулятор состоит из корпуса, по меньшей мере, одного перепускного и, по меньшей мере, одного впускного отверстий, внутри корпуса расположены устройство с камерой переменного или заданного объема, регулирующий элемент, соединенный с устройством с камерой переменного или заданного объема, полого элемента, выполненного с корпусом монолитно или раздельно, разделительного элемента, расположенного в корпусе и выполненного с возможностью герметичного разделения перепускного или перепускных отверстий от впускного или впускных отверстий, с образованием в корпусе внутренней камеры или внутренней и перепускной камер. При этом впускное или впускные отверстия расположены во внутренней камере, регулирующий элемент выполнен с возможностью герметичного перемещения внутри разделительного элемента или в пространстве между боковой стенкой корпуса и разделительным элементом с возможностью герметичного перекрытия перепускного или перепускных отверстий. Технический результат заключается в повышении эффективности работы гидравлического регулятора. 9 з.п. ф-лы, 10 ил.

Группа изобретений относится к области обработки нефтяных и газовых скважин для повышения добычи и коэффициента извлечения углеводородов из подземных пластов. Более конкретно, настоящее изобретение направлено на создание системы и вариантов способа удаления текучих сред из нефтяных и/или газовых скважин. Обеспечивает повышение эффективности извлечения текучей среды из ствола скважины и надежности применяемых средств. Сущность изобретения: одно из изобретений - система включает в себя трубопровод нагнетания, клапан нагнетания, клапан сброса давления, баллон, клапан баллона, клапан обратного трубопровода и обратный трубопровод. Упомянутые средства установлены в подземной скважине для удаления по меньшей мере одной текучей среды из скважины. Удалением текучей среды из скважины управляют, регулируя подачу газа в трубопровод нагнетания. 3 н. и 7 з.п. ф-лы, 7 ил.
Наверх