Способ улавливания песка и механических примесей в потоке нефти, воды и газа



Способ улавливания песка и механических примесей в потоке нефти, воды и газа

 


Владельцы патента RU 2540131:

Шарифуллин Агзамнур Мухаматгалиевич (RU)

Изобретение относится к области эксплуатации скважин различного назначения, преимущественно нефтяных, осложненных пескопроявлением, и предназначено для очистки пластового флюида от песка и механических примесей. Способ улавливания песка и механических примесей в потоке нефти, воды и газа включает улавливание из потока нефти, воды и газа и накопление песка и механических примесей в накопителях. Улавливание песка и механических примесей из потока нефти, воды и газа осуществляется механическим способом за счет понижения давления - потери на удар, основанного на эффекте Борда, усиливаемого использованием эффекта Коанды и предполагающего установку в потоке нефти, воды и газа такую конструкцию устройства, состоящую из накопителя песка и механических примесей и дифференциатора давления, конструкционные параметры которых позволяют обеспечить максимальное проявление этих эффектов. Устройство может быть размещено в потоке перекачиваемой или движущей под уже имеющимся собственным давлением как до, так и после любых перекачивающих механизмов, при этом предусматривается возможность установки одного или нескольких последовательно установленных устройств для полной очистки потока нефти, воды и газа от песка и механических примесей. Технический результат заключается в надежном улавливании песка и механических примесей в потоке нефти, воды и газа. 1 ил.

 

Изобретение относится к добыче и перекачке полезных жидких и газообразных природных ресурсов, в частности воды, нефти, водонефтяных смесей, нефтепродуктов и газов. Известно, что добыча, перекачка и переработка с целью доведения до товарной кондиции этих природных ресурсов связана с большими техническими проблемами, и одной из главных проблем является борьба с песком и механическими примесями. Песок, выносимый вместе с добытыми полезными ресурсами, и механические примеси являются одной из основных причин отказа и вывода из строя оборудования, преждевременного износа узлов и деталей оборудования, ускоренной коррозии всей трубопроводной системы. Для предупреждения и уменьшения вредного воздействия песка и механических примесей на оборудование и трубопроводы применялись и применяется много способов и методов. Первый из них - ограничение поступления песка из породы пластов, в которой находятся добываемые ресурсы, второй - максимально возможное уменьшение вредного воздействия поступивших из добывающих пластов песков на используемое оборудование и трубопроводы. Для решения второй задачи используются технологические, химические и механические способы и методы. Из них наиболее широко применяются механические. Но практика показывает низкую эффективность применяемых в настоящее время механических способов защиты от песка. В основе работы используемого оборудования механического типа используется принцип отсечения песка от основного оборудования для добычи и перекачки использованием различного рода фильтров, а также принцип осаждения песка в различного рода накопителях путем изменения векторов скоростей движения потока или уменьшения давления по пути потока. Подобный способ улавливания песка применен во многих предлагаемых изобретениях, например в патенте №2006574 «Устройство для отделения песка и газа из нефти в скважине», в котором поток нефти через радиальные отверстия поступает в патрубок под насосом, при этом понижается давление потока, затем происходит изменение вектора скорости потока и нефть поступает на прием насоса. Применяемый способ позволяет лишь улучшить отделение песка от нефти, и, как показывает практика, при этом улавливается не свыше 40 процентов песка. Наиболее близким по технической сущности к заявляемому «Способу улавливания песка и механических примесей в потоке нефти, жидкости и газа» является способ, изложенный в патенте №2232881 «Устройство для отделения песка от пластового флюида в скважине при ее эксплуатации», в котором песок собирается в приемную колонну, размещенную под приемом глубинного насоса или лифтовой колонной. Внутри приемной колонны по длине последовательно установлены ряд песочных карманов, в которые под действием сил гравитации и центробежных сил от закручивания потока скапливается песок. Недостатками этого устройства являются сложность конструкции и низкая эффективность.

Целью предлагаемого изобретения является более полное улавливание песка и механических примесей для максимального снижения вредного воздействия песка и механических примесей на оборудование и трубопроводы, увеличение срока их эксплуатации и снижение материальных затрат при использовании предлагаемого способа улавливания песка.

Сущность предлагаемого способа улавливания песка и механических примесей в потоке нефти, воды и газа заключается в комплексном использовании двух эффектов гидроаэродинамики - это внезапное расширение потока (потери на удар). На основании теоремы импульса сил была выведена формула Борда:

h M = ( ϑ 1 ϑ 2 ) 2 2 g

(В.И. Калицун и др. «Гидравлика, водоснабжение и канализация». М.: 1980 г. Стр.45-46).

И эффекта Коанды, заключающегося в том, что при истечении потока жидкости или газа в трубе пониженное давление во внутренней стенке трубы препятствует свободному истечению потока, вызывая понижение давления в зоне истечения и заставляя поток отклоняться (Т.Е. Фабер «Гидроаэродинамика». Изд-во «Постмаркет», 2001 г. 105-109, 543 стр.).

Основным условием для успешной реализации поставленной задачи, то есть максимального проявления этих эффектов гидроаэродинамики, является подбор оптимального вида и конструкции устройства и его конструкционных параметров. При этом улавливание песка и механических примесей осуществляется простым механическим способом за счет резкого понижения давления в зоне улавливания - потери на удар, основанного на эффекте Борда, усиливаемого использованием эффекта Коанды. Для этого внутри потока жидкости или газа по его направлению устанавливается накопитель песка, представляющий собой трубу с заглушенным концом, за не заглушенным концом трубы на некотором расстоянии от конца трубы по ходу потока жидкости или газа соосно устанавливается дифференциатор давления, представляющий собой металлический цилиндр, диаметр которого меньше диаметра трубы-накопителя песка. Вся конструкция устройства жестко крепится в трубопроводе, по которому и течет поток жидкости или газа.

Предлагаемый способ улавливания песка иллюстрируется схемой устройства, где 1 - трубопровод, 2 - дифференциатор давления, 3 - накопитель песка, 4 - система крепления устройства в трубопроводе. Приведем гидравлический расчет предлагаемого способа улавливания песка, реализуемого посредством такого устройства, при установке его в колонну НКТ выше глубинного плунжерного насоса, с креплением устройства в подвеске штанг. При этом варианте системы крепления в трубопроводе, то есть в колонне НКТ, не требуется и устройство состоит лишь из накопителя песка и дифференциатора давления. При откачке нефти устройство вместе с колонной штанг в соответствии с установленным числом качаний будет двигаться вверх и вниз. Выберем вариант работы станка качалки, при котором движение подвески штанг будет осуществляться вверх как наиболее сложное. Расчет основан на том, что при начале движения плунжера насоса вверх в зоне выше насоса происходит сжатие жидкости вследствие наличия газового фактора и утечек жидкости между плунжером и цилиндром насоса. Поэтому жидкость сначала движется относительно устройства для улавливания песка вниз. Этим и объясняется разница между реальной подачей ШГН и идеальной.

Скорость движения жидкости вниз в основном определяется величиной газового фактора и глубиной спуска насоса. При достижении определенной критической точки, при которой газ уже перестает сжиматься, начинается движение жидкости в основном вверх и происходит откачка нефти.

Для расчета примем глубину спуска насоса, равную 1000 м, внутренний диаметр НКТ=60 мм, диаметр дифференциатора давления=40 мм.

Рассчитаем потери давления после дифференциатора давления, используя законы гидравлики.

Для этого определим коэффициенты местных гидравлических сопротивлений в сечениях I ¯ I ¯ и I I ¯ I I ¯ .

При движении плунжера насоса вверх поток жидкости сначала устремляется вниз, потому под дифференциатором давления 2 происходит явление внезапного расширения потока (потери на удар). Согласно теореме Борда:

h M = ( ϑ 1 ϑ 2 ) 2 2 g , где ϑ1 и ϑ2 - скорости потока в сечениях I ¯ I ¯ и I I ¯ I I ¯ ,

g - ускорение свободного падения.

Учитывая, что ϑ1×F12×F2, где F1 и F2 - соответствующие площади сечений:

h M = ( F 2 F 1 1 ) 2 × ϑ 2 2 2 g

или

h M = ( 1 F 1 F 2 ) 2 × ϑ 1 2 2 g

Сопоставляя эти формулы с формулой Вейсбаха h M = ϑ 2 2 g , где ∂ - коэффициент местного сопротивления.

Получим:

1 = ( 1 F 1 F 2 ) 2 и 2 = ( F 2 F 1 1 ) 2 ;

Так как у нас F1=15,7 mm2 и F2=25,12 mm2,

получим:

1 = ( 1 15 , 7 25 , 12 ) 2 = 0 , 140

2 = ( 25 , 12 15 , 7 1 ) 2 = 0 , 360

Исходя из этого падение давления после дифференциатора давления определяется разницей местных гидравлических сопротивлений по сечениям I ¯ I ¯ и I I ¯ I I ¯ , то есть

∂=∂2-∂1=0,220

Так как при подъеме плунжера вверх давление достигает 100  кг × с см 2 и выше, то падение давления после дифференциатора давления будет довольно существенным и будет определяться разницей местных гидравлических сопротивлений по сечениям I ¯ I ¯ и I I ¯ I I ¯ и оно будет тем больше, чем больше разница площадей потока и его расширившейся части. Дополнительное снижение давления обеспечивается эффектом Коанды. Именно это возникновение понижения давления у приема накопителя обеспечивает поступление песка в накопитель и предохраняет песок от вымывания. При движении плунжера насоса вниз поток нефти относительно устройства движется вверх и понижение давления у приема накопителя песка будет еще больше.

Создаваемое предлагаемым способом улавливания песка и механических примесей в потоке нефти, воды и газа понижение давления в накопителе песка имеет сложную зависимость и определяется общей конструкцией системы, его конструкционными параметрами, и его величина определяется многими факторами (вязкость нефти, расстояние от дифференциатора давления до накопителя песка и другими), а характер распределения давления зависит от момента времени. При работе устройства в установившемся режиме течения жидкости или газа пониженное давление в накопителе песка остается неизменным. Это характерно при установке устройств для улавливания песка до и после насосов и компрессоров центробежного типа. Применение предлагаемого способа улавливания песка с установкой подобных устройств в скважинах имеет свои особенности, в частности, для обеспечения надежной работы глубинных насосов типа ЭЦН необходимо применять механические пакера, устанавливаемые автономно до насоса, на которые и монтируется устройство по предлагаемому способу.

Для полной очистки потока жидкости, нефти и газа предусматривается установка последовательно нескольких устройств. Предлагаемый способ улавливания песка и механических примесей в потоке нефти, воды и газа, включающий улавливание из потока нефти, воды и газа и накопление песка и механических примесей в накопителях, отличается от применяемых и предлагаемых принципом действия, заложенным в основу работы устройств, созданных по принципу, по которому улавливание песка и механических примесей из потока нефти, воды и газа осуществляется механическим способом за счет понижения давления на локальном участке - потеря на удар, основанного на эффекте Борда, усиливаемого использованием эффекта Коанды и предполагающего установку в потоке нефти, воды и газа, такую конструкцию устройства, состоящую из накопителя песка и механических примесей и дифференциатора давления, конструкционные параметры которых позволяют обеспечить максимальное проявление этих эффектов. Эффективность предлагаемого способа и простота созданных по этому способу устройств позволяет размещать их в потоке перекачиваемой или движущей под уже имеющимся собственным давлением потока жидкости с газом или газа как до, так и после любых перекачивающих механизмов.

Способ улавливания песка и механических примесей в потоке нефти, воды и газа, включающий улавливание из потока нефти, воды и газа и накопление песка и механических примесей в накопителях, отличающийся тем, что улавливание песка и механических примесей из потока нефти, воды и газа осуществляется механическим способом за счет понижения давления - потери на удар, основанного на эффекте Борда, усиливаемого использованием эффекта Коанды и предполагающего установку в потоке нефти, воды и газа такую конструкцию устройства, состоящую из накопителя песка и механических примесей и дифференциатора давления, конструкционные параметры которых позволяют обеспечить максимальное проявление этих эффектов, причем устройство может быть размещено в потоке перекачиваемой или движущей под уже имеющимся собственным давлением как до, так и после любых перекачивающих механизмов, при этом предусматривается возможность установки одного или нескольких последовательно установленных устройств для полной очистки потока нефти, воды и газа от песка и механических примесей.



 

Похожие патенты:

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.

Изобретение относится к исследованию газонефтяных скважин на многопластовых залежах с существенными различиями параметров работы пластов. Способ включает определение значений дебитов верхнего и нижнего пластов и пластовых давлений, а также степень обводненности продукции нижнего пласта.

Группа изобретений относится к скважинным устройствам, способам разделения жидкостей и твердых веществ в скважине, а также к способам подготовки системы разделения скважинных флюидов и твердых веществ.

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.

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).

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.

Изобретение относится к оборудованию для сепарации многофазных сред. Техническим результатом является повышение эффективности работы скважинного газопесочного сепаратора и упрощение конструкции.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для защиты погружных нефтяных насосов от гидроабразивного износа. Обеспечивает повышение надежности работы сепаратора.
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.

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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов. Способ включает спуск в ствол добывающей скважины ниже уровня жидкости колонны труб с насосами, а также с установленными на концах труб фильтрами, отбор продукции из нижнего продуктивного пласта, раздел нефти и воды в стволе скважины, закачку воды в верхний пласт, подъем нефти на поверхность. При этом в скважину спускают два фильтра ниже верхнего пласта, каждый на отдельной колонне труб. Фильтры представляют из себя трубы с капиллярными отверстиями диаметром не более 2 мм и плотностью не менее 50 отв./м. Причем один фильтр на колонне труб имеет гидрофобную поверхность со степенью гидрофобности не менее 99%, а другой фильтр на другой колонне труб имеет гидрофильную поверхность со степенью гидрофильности не менее 99%. Верхний пласт отсекают сверху и снизу пакерами, так что по межтрубному пространству из нижнего пласта жидкость не может перетекать в верхний пласт, напротив верхнего пласта колонну труб с фильтром с гидрофильной поверхностью выполняют перфорированной. Жидкость фильтруется через капиллярные отверстия фильтров, разделяясь на нефть и воду. Технический результат заключается в снижении обводненности добываемой продукции и, как следствие, повышении нефтеотдачи продуктивного пласта. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки многопластовых залежей нефти. Способ включает спуск колонны труб с фильтром ниже уровня жидкости в скважине, отбор продукции из скважины, разделение нефти и воды в стволе скважины, закачку воды в другой пласт, подъем нефти на поверхность. При этом фильтр представляет из себя трубу в трубе, внутренняя труба имеет гидрофобную поверхность со степенью гидрофобности не менее 99%, капиллярными отверстиями диаметром не более 2 мм и плотностью не менее 50 отв./м, причем нижняя часть внутренней трубы не позволяет проходить воде. Наружная труба имеет гидрофильную поверхность со степенью гидрофильности не менее 99%, капиллярными отверстиями диаметром не более 2 мм и плотностью не менее 50 отв./м. Причем в нижней части фильтра устанавливают пакер между обсадной колонной и наружной трубой для герметизации данного пространства, а между наружной и внутренней трубами фильтра в нижней части оставляют пространство для прохода жидкости. Жидкость попадает в пространство между внутренней и наружной трубами фильтра, где фильтруется через капиллярные отверстия, разделяясь на нефть и воду. Технический результат заключается в повышении эффективности разделения нефти и воды в стволе скважины, повышении эффективности заводнения и, как следствие, увеличении нефтеотдачи залежи. 2 ил.

Изобретение относится к газовой промышленности. Технический результат заключается в повышении эффективности сепарации жидкости из газожидкостного потока со сбросом ее в скважину под уровень газоводяного контакта. Внутрискважинный сепаратор содержит газосборную камеру, связанную с полостью скважины, узел предварительной сепарации газа со спиральной навивкой в виде шнека на внешней стороне, образующей между собой проточный канал, связанный отверстиями в теле шнека с его осевым каналом, делитель потока, патрубок для отвода жидкости, перегородку, присоединительный патрубок. Устройство снабжено пакером, связанным со шнеком, в осевом канале которого установлено седло. Патрубок отвода жидкости снабжен опорной шайбой и связан верхним концом с делителем потока, снабженным подводящими каналами, гидравлически соединяющими осевой канал шнека с полостью гильзы, жестко связанной с делителем потока и установленной с образованием кольцевой камеры с присоединительным патрубком, гидравлически связанной отводящими каналами в делителе потока с осевым каналом патрубка отвода жидкости. Делитель потока установлен внутри присоединительного патрубка и снабжен штоком с отбойными тарелками, на верхнем конце которого размещены перегородка и посадочная головка с технологической расточкой. Осевой канал шнека постоянно гидравлически связан отверстием в теле патрубка отвода жидкости с его осевым каналом. 3 ил.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применена при добыче нефти с большими значениями газового фактора и дебита. Технический результат заключается в увеличении коэффициента сепарации и повышении надежности работы. Скважинный вихревой газосепаратор по первому варианту выполнения включает в себя корпус с защитной гильзой, входной модуль, вал, шнек, разделительное устройство, вихревую камеру, выполненную между шнеком и разделительным устройством, и осевое колесо, размещенное внутри вихревой камеры, причем газосепаратор дополнительно снабжен рабочим осевым колесом и направляющим аппаратом, установленными на валу перед шнеком, шнек запрессован в защитную гильзу и выполнен с центральным отверстием, через которое пропущен вал, а длина вихревой камеры не превышает длину шнека. Скважинный вихревой газосепаратор по второму варианту выполнения включает в себя корпус с защитной гильзой, входной модуль, вал, шнек, разделительное устройство, осевое колесо и вихревую камеру, выполненную над шнеком, причем газосепаратор дополнительно снабжен рабочим осевым колесом и направляющим аппаратом, установленными на валу перед шнеком, шнек запрессован в защитную гильзу и выполнен с центральным отверстием, через которое пропущен вал, а длина вихревой камеры не превышает длину шнека, при этом осевое колесо расположено непосредственно перед разделительным устройством. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для кустового сброса и утилизации попутно добываемой воды на нефтяных месторождениях поздней стадии разработки. Способ включает замер приемистости нагнетательной скважины, подачу продукции одной или более добывающих скважин в скважину для предварительного сброса воды, замер плотностей количества сырой нефти и газа, а также обводненности сырой нефти, плотностей нефти и воды, поступающих в скважину для предварительного сброса воды, деление в ней продукции на частично обезвоженную нефть, газ и воду, направление частично обезвоженной нефти и газа в сборный коллектор, подачу сброшенной воды в нагнетательную скважину. Определяют совместимость сброшенной воды с водой пласта, в который производится закачка из нагнетательной скважины, при совместимости вод нагнетательную скважину оснащают устройством для создания давления воды, достаточного для закачки воды в пласт, например, электроцентробежным насосом-«перевертышем». Это устройство выполняется с возможностью изменения подачи, например частотно-регулируемым приводом для электроцентробежного насоса-«перевертыша». Его устанавливают на минимальную подачу, определяют соответствие качества сброшенной воды геологическим условиям пласта. При неудовлетворительном качестве сброшенной воды она направляется в сборный коллектор, при удовлетворительном ее направляют в нагнетательную скважину, замеряют количество поступающей в нагнетательную скважину сброшенной воды, затем с выбранным постоянным или переменным шагом производят увеличение подачи устройства для создания давления воды. Это увеличение производится до тех пор, пока качество сброшенной воды удовлетворяет геологическим условиям пласта. Технический результат заключается в повышении эффективности кустового сброса и утилизации попутно добываемой воды. 2 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 пр.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к эксплуатации нефтяных месторождений с высокой обводненностью добываемой продукции. Технический результат - повышение эффективности эксплуатации за счет применения более эффективного гравитационного разделения воды и нефти в скважине. По способу определяют общее количество скважин месторождения с высокой обводненностью. Определяют геометрическое расположение пласта-донора по отношению к поглощающему горизонту для каждой скважины. Определяют приемистость поглощающего горизонта для каждой скважины. Определяют суточный объем попутно добываемой воды для каждой скважины. На основании полученных данных, по меньшей мере по геометрическому расположению пласта-донора по отношению к поглощающему горизонту, а также из условия, что приемистость поглощающего горизонта выше суточного объема попутно добываемой воды, определяют вид насосной системы двойного действия. Это определяют из условия обеспечения последующей закачки попутно добываемой воды в поглощающий вышележащий либо нижележащий пласт для каждой скважины. При закачке попутно добываемой воды в вышележащий пласт в выкидную линию подают меньше жидкости, чем откачивают скважинной штанговой насосной установкой. Под тройником на устье скважин размещают дополнительное уплотнение устьевого штока для восприятия давления. При закачке попутно добываемой воды в нижележащий пласт штанговую насосную установку оснащают хвостовиком и дополнительным плунжером для воды, связанным с основным плунжером и обеспечивающим возможность преодоления давления поглощающего пласта. Осуществляют эксплуатацию, по меньшей мере, одной скважины месторождения с высокой обводненностью с использованием скважинной штанговой насосной установки с насосной системой определенного вида. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к устройствам для применения в нефтяной промышленности и водном хозяйстве, в частности в электропогружных насосных агрегатах для добычи жидкости из скважин. Технический результат заключается в повышении надежности и эффективности очистки перекачиваемой жидкости от механических примесей. Сепаратор механических примесей для жидкости включает цилиндрический корпус с приемными отверстиями и соединительными элементами в верхней и нижней части, установленный в нем сепарирующий узел со сливным патрубком для отвода жидкости и заглушенный снизу отстойник для сбора механических примесей. В цилиндрическом корпусе, состоящем из головки с приемными тангенциальными отверстиями, обоймы и переходника, нижняя часть головки со вставкой, размещенной внутри обоймы, составляют гидроциклон, а внутренние цилиндрические расточки в нижней части головки и конусообразные отверстия внутри вставки образуют, по меньшей мере, две гидроциклонные камеры. Верхние выходные концы сливных патрубков гидроциклонных камер расположены выше приемных тангенциальных отверстий, гидравлически изолированы относительно них втулками и через общую полость связаны с приемом насоса, а каждая гидроциклонная камера выполнена с единственным тангенциальным отверстием. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к эксплуатации глубинно-насосных скважин с газопроявлениями. Технический результат - повышение сепарационной способности, ускорение процесса освоения скважин и вывода их на технологический режим работы, упрощение конструкции. Глубинно-насосная установка включает штанговый насос, трубу-хвостовик с обратным клапаном, установленные на пакере. На упоры трубы-хвостовика насажен коммутатор, который гидравлически соединяет упомянутую трубу-хвостовик через обратный клапан, установленный на его верхнем конце с трубой-свечой. Длина этой свечи превышает расстояние от динамического уровня до глубины подвески насоса. При этом труба-хвостовик с трубой-свечой образуют гидравлический канал сообщения забоя скважины с затрубным пространством. Параллельно трубе-свече на верхней полумуфте упомянутого коммутатора установлен штанговый насос. При этом нижний торец коммутатора выполнен в виде усеченного конуса с основанием, направленным вниз, а по наружному диаметру снабжен центраторами. 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для защиты погружных нефтяных насосов от гидроабразивного износа. Технический результат заключается в увеличении наработки погружной насосной установки за счет предотвращения засорения скважины мелкими механическими примесями. Погружной сепаратор механических примесей содержит корпус с входными отверстиями и выходными каналами, шнек и защитную гильзу, установленную в корпусе с образованием кольцевого зазора. Гильза выполнена перфорированной в области шнека для отхода от него потока с отсепарированными механическими примесями, а кольцевой зазор в верхней части выполнен с сужением и соединен с выходными каналами. 3 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для кустового сброса и утилизации попутно добываемой воды на нефтяных месторождениях поздней стадии разработки. Технический результат - повышение эффективности кустового сброса и утилизации попутно добываемой воды. По способу замеряют приемистость нагнетательной скважины. Подают продукцию одной или более добывающих скважин в скважину или шурф для предварительного сброса воды. Замеряют количество сырой нефти и газа, а также обводненность сырой нефти, плотность нефти и воды, поступающих в скважину или шурф для предварительного сброса воды. Делят скважинную продукцию на частично обезвоженную нефть, газ и воду. Направляют частично обезвоженную нефть и газ в сборный коллектор. Подают сброшенную воду в нагнетательную скважину. Определяют совместимость сброшенной воды с водой пласта. При совместимости вод нагнетательную скважину оснащают устройством для создания давления воды, достаточного для закачки воды в пласт, выполненного с возможностью изменения подачи и, в том числе, минимальной подачи. Определяют соответствие качества сброшенной воды геологическим условиям пласта. При неудовлетворительном качестве сброшенной воды ее направляют в сборный коллектор. При удовлетворительном качестве сброшенной воды ее направляют в нагнетательную скважину. Замеряют количество поступающей в нагнетательную скважину сброшенной воды. Затем с выбранным постоянным или переменным шагом производят увеличение подачи устройства для создания давления воды. Увеличение подачи воды производят до тех пор, пока качество сброшенной воды удовлетворяет геологическим условиям пласта. При этом, когда из скважины или шурфа для предварительного сброса воды частично обезвоженная сырая нефть с газом поступает в сборный коллектор, то на входе в скважину или шурф повышают давление поступающей скважинной продукции по меньшей мере на величину потерь давления при сепарации, и/или повышают количество сбрасываемой воды, и/или пропускают через скважину или шурф всю скважинную продукцию, проходящую по сборному коллектору. Повышение давления обеспечивают таким образом, что всю частично обезвоженную нефть с газом направляют в сборный коллектор. При этом исключают возможность попадания нефти в трубопровод отвода воды. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.
Наверх