Способ насосной добычи нефти с высоким газовым фактором

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для отбора газа из затрубного пространства и закачки его в выкидной коллектор скважины. Технический результат - повышение эффективности отбора сепарированного газа из затрубного пространства скважины и его закачки в коллектор. По способу осуществляют бурение бокового ствола ниже динамического уровня жидкости в основном стволе скважины. Цементируют забой основного ствола и спускают в него оборудование. В основной ствол ниже врезки бокового ствола спускают хвостовик и глубинный насос. Их располагают выше места врезки бокового ствола. Затрубное пространство скважины соединяют с верхней частью напорной емкости и выкидным коллектором, расположенным на устье скважины. Нижнюю часть напорной емкости связывают с насосом, приемную часть которого сообщают с питающей емкостью для рабочей жидкости. Откачку накапливающегося газа из затрубного пространства производят периодически с помощью насоса, включаемого для подачи рабочей жидкости в нагнетательную емкость с газом в цикле его закачки в выкидной коллектор, и отключаемого для слива рабочей жидкости из нагнетательной емкости в питающую в цикле поступления газа из затрубного пространства в нагнетательную емкость. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для отбора газа из затрубного пространства и закачки его в выкидной коллектор скважины при добыче нефти с высоким газовым фактором.

Накопление сепарированного на приеме глубинного насоса газа в затрубном пространстве приводит к отжиму динамического уровня жидкости в скважине вплоть до приема насоса, снижению притока нефти к забою за счет уменьшения депрессии на пласт, а в конечном итоге - к срыву подачи насоса.

Известны способы и устройства для реализации принудительной откачки газа из затрубного пространства скважины в выкидной коллектор.

Для отбора газа из затрубного пространства двух и более скважин известен подвесной компрессор с приводом от балансира станка-качалки, всасывающий патрубок которого соединен общим коллектором с затрубным пространством этих скважин, причем, по крайней мере, одна из скважин соединена с общим коллектором и выкидным газопроводом компрессора через регуляторы давления (патент РФ №2102584, МПК E21B 43/00, заявл. 22.12.1995, опубл. 20.01.1998).

Таким образом, в такте всасывания поршневого компрессора происходит поступление газа в полость цилиндра из затрубного пространства всех подключенных скважин, а нагнетание газа из цилиндра компрессора поршнем производится в выкидной коллектор любой из этой группы скважин.

Недостаток такой системы состоит в невозможности отбора газа из скважины с меньшим давлением газа в затрубном пространстве. В случае установки регулятора давления количество газа, отбираемого из скважины с большим давлением в затрубном пространстве, значительно сократится.

Известна установка штангового нефтяного насоса (патент РФ №49923 на полезную модель, заявл. 11.07.2005, опубл. 10.12.2005, БИ №34), включающая дополнительный цилиндр с проточным плунжером, по обе стороны которого в основаниях муфт выполнены обратные клапаны со сферическими запорными элементами, позволяющими перепускать газ из затрубного пространства в колонну насосно-компрессорных труб. На манифольдной линии скважины устанавливается обратный клапан. При ходе штанговой колонны и проточного плунжера вверх его клапан закрывается и в подплунжерной зоне образуется некоторое снижение давления, благодаря которому в эту зону вместе с откачиваемой нефтью будет поступать газ из затрубного пространства через нижнюю муфту. При ходе плунжера вниз в надплунжерной зоне частично снизится давление и в эту зону при открытом клапане дополнительного плунжера будут поступать нефть из подплунжерной зоны и газ из затрубного пространства.

Установка обладает недостатком, который заключается в возникновении значительных гидравлических сопротивлений в момент хода колонны штанг вниз при добыче нефти повышенной вязкости. Верхние отверстия в проточном плунжере для жидкости при соединении со штангой будут иметь недостаточные сечения для пропуска вязкой среды и существенно увеличивать сопротивления движению штанг вниз. В итоге может произойти так называемое «зависание» колонны штанг и установка потеряет работоспособность.

Известна установка для добычи нефти (патент РФ №2122105, МПК E21B 43/00, заявл. 21.01.1997, опубл. 20.11.1998), в которой часть подвесного компрессора, ограниченная стенками цилиндра и тыльной стороной поршня, герметично соединена с затрубным пространством этой же или другой скважины. При этом достигается использование обеих сторон поршня для нагнетания газа попеременным заполнением цилиндра с обеих сторон поршня газом из затрубного пространства двух скважин.

Аналог обладает недостатком, состоящим в прекращении подачи компрессора в случае износа поршневой пары.

Давление газа в затрубном пространстве эксплуатируемых скважин будет различным. Это приведет к тому, что через образовавшийся в результате износа зазор будет поступать газ из области высокого давления в область низкого давления. Откачка газа из обеих скважин в конечном итоге станет невозможной.

Наиболее близким к предлагаемому является способ эксплуатации обводненной нефтяной скважины, согласно которому для увеличения отбора нефти к основному стволу ниже динамического уровня бурят боковой ствол (патент RU №2190086 С1. Способ эксплуатации обводненной нефтяной скважины. Заявл. 06.04.2001. Опубл. 27.09.2002). Для бурения бокового ствола в месте зарезки устанавливают временный цементный мост, который после бурения разбуривают, а забой основного ствола скважины в продуктивном разрезе для дальнейшей эксплуатации цементируют. Далее в основной ствол скважины спускают насосное оборудование. Добываемая продукция из бокового ствола в месте зарезки совершает поворот и движется вниз к приему глубинного насоса. Способ позволяет увеличить отбор жидкости из скважины.

Аналог, выбранный в качестве прототипа, обладает недостатком, состоящим в сложности, а в ряде случаев невозможности спуска глубинного насоса в основной ствол ниже места зарезки бокового ствола. Дело в том, что при бурении бокового ствола диаметр основного ствола в месте зарезки из-за технологических особенностей частично уменьшается.

Технической задачей предлагаемого изобретения является повышение эффективности отбора сепарированного газа из затрубного пространства скважины и его закачки в коллектор.

Новизна технического решения состоит в том, что в известном способе, включающем бурение бокового ствола ниже динамического уровня жидкости в основном стволе скважины, цементирование забоя основного ствола и спуск в него оборудования, согласно изобретению в основной ствол ниже врезки бокового ствола спускают хвостовик, глубинный насос располагают выше места врезки бокового ствола, затрубное пространство скважины соединяют с верхней частью напорной емкости и выкидным коллектором, расположенным на устье скважины, а нижнюю часть напорной емкости связывают с насосом, приемную часть которого сообщают с питающей емкостью для рабочей жидкости, а откачку накапливающегося газа из затрубного пространства производят периодически с помощью насоса, включаемого для подачи рабочей жидкости в нагнетательную емкость с газом в цикле его закачки в выкидной коллектор, и отключаемого для слива рабочей жидкости из нагнетательной емкости в питающую в цикле поступления газа из затрубного пространства в нагнетательную емкость.

На рисунке показана схема реализации способа.

В основной ствол скважины 1 на колонне насосно-компрессорных труб 2 спущен глубинный насос 3 с подвешенным снизу хвостовиком 4. В основной ствол скважины 1 пробурен боковой ствол 5, вскрывший продуктивный пласт 6. Забой основного ствола скважины зацементирован мостом 7. На устье скважины колонна насосно-компрессорных труб 2 через задвижку 8 связана с выкидным коллектором 9. На устье скважины расположена напорная емкость 10, нижняя часть которой через задвижку 11 связана с насосом 12, приемная часть которого через задвижку 13 сообщена с питающей емкостью 14. Верхняя часть вертикальной емкости 10 через обратный клапан 15 и задвижку 16 соединена с затрубным пространством скважины 1, а через обратный клапан 17 соединена с выкидным коллектором 9. Вертикальная емкость 10 связана с питающей емкостью 14 байпассной линией с электроуправляемой задвижкой 18. Питающая емкость 14 заполнена рабочей жидкостью, в частности с минерализованной водой.

Способ осуществляется следующим образом.

Продукция пласта 6 по боковому стволу 5 поступает в ствол скважины 1. По мере подъема продукции по боковому стволу 6 и снижения давления из нефти начинается выделяться растворенный попутный газ. Достигнув места врезки бокового ствола 5 в ствол скважины 1 добываемая продукция совершает поворот и перемещается вниз к башмаку хвостовика 4.

Выделившийся из нефти попутный газ при повороте жидкости вниз продолжает подниматься вверх по затрубному пространству и накапливаться в его верхней части. Жидкость, достигнув башмак хвостовика 4, совершает еще один поворот, входит в хвостовик и поступает на прием насоса 3. Таким образом, насос 3 будет откачивать нефть с малым содержанием свободного газа, а боковой ствол 5 в совокупности с хвостовиком 4 будет выполнять роль газового сепаратора.

Для предупреждения срыва работы насоса 3 и увеличения притока нефти из пласта 6 на устье скважин производят поочередное заполнение напорной емкости 10 сепарированным газом из затрубного пространства и последующее нагнетание этого газа в выкидной коллектор 9. В цикле наполнения емкости 10 газом из затрубного пространства через задвижку 16 и обратный клапан 15 происходит слив рабочей жидкости самотеком из напорной емкости 10 в питающую емкость 14 через открытую электроуправляемую задвижку 18. При этом задвижки 11 и 13 остаются также открытыми. По мере слива жидкости емкость 10 заполняется газом до момента достижения уровня раздела «газ - жидкость» минимального положения в емкости 10. Далее срабатывает контактный датчик минимального положения уровня жидкости в емкости 10 (на рис.не показан) на включение насоса 12 в работу. Рабочая жидкость из питающей емкости 14 будет нагнетаться насосом 12 в напорную емкость 10 и вытеснять из нее газ в выкидной коллектор 9 через обратный клапан 17. Обратный клапан 15 предупреждает поступление газа обратно в затрубное пространство скважины 1. Задвижки 11 и 13 остаются, т.о. постоянно открытыми и служат главным образом для ремонтных работ. Для вытеснения газа из емкости 10 в выкидной коллектор 9 необходимо, чтобы давление, создаваемое насосом 12, превышало давление в выкидном коллекторе 9.

После того, как уровень жидкости в емкости 10 достигнет максимального положения, датчик уровня (на рис. не показан) дает команду на выключение насоса 12, открытие задвижки 18 и жидкость начнет под гидростатическим давлением сливаться из емкости 10 в емкость 14 через задвижку 18. В этот период емкость 10 будет одновременно заполняться газом из затрубного пространства и т.д.

Периодическая работа насоса 12 позволяет постоянно откачивать накапливающийся газ из затрубного пространства скважины 1 и снижать в нем давление газа.

Технико-экономическим преимуществом предлагаемого способа является возможность его использования при любых способах механизированной добычи нефти.

Способ насосной добычи нефти с высоким газовым фактором, включающий бурение бокового ствола ниже динамического уровня жидкости в основном стволе скважины, цементирование забоя основного ствола и спуск в него оборудования, отличающийся тем, что в основной ствол ниже врезки бокового ствола спускают хвостовик, глубинный насос располагают выше места врезки бокового ствола, затрубное пространство скважины соединяют с верхней частью напорной емкости и выкидным коллектором, расположенным на устье скважины, а нижнюю часть напорной емкости связывают с насосом, приемную часть которого сообщают с питающей емкостью для рабочей жидкости, а откачку накапливающегося газа из затрубного пространства производят периодически с помощью насоса, включаемого для подачи рабочей жидкости в нагнетательную емкость с газом в цикле его закачки в выкидной коллектор, и отключаемого для слива рабочей жидкости из нагнетательной емкости в питающую в цикле поступления газа из затрубного пространства в нагнетательную емкость.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к области горного дела и, в частности, к устройствам добычи жидких или газообразных сред из скважин, снабженных струйными насосами. Технический результат - повышение уровня ремонтопригодности устройства и повышение надежности эксплуатации добывающих скважин.

Изобретение относится к области добычи природного газа, в частности к определению коэффициента фактического гидравлического сопротивления газовых скважин в реальном масштабе времени.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для эксплуатации малодебитных и малорентабельных скважин. Технический результат - повышение технологичности эксплуатации скважины.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и, в частности, к транспортировке нефти насосами по локальным и магистральным нефтепроводам. Технический результат – повышение эффективности транспортировки за счет сокращения затрат электрической энергии.

Изобретение относится к области добычи углеводородов, а именно к погружным насосным установкам для эксплуатации скважин в скважинах с негерметичной эксплуатационной колонной либо в скважинах для одновременно-раздельной добычи с большим газовым фактором.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к эксплуатации скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов. Технический результат - повышение эффективности расклинивания и очистки установки электроцентробежного насоса от отложений механических примесей и солей, образовавшихся в процессе отбора пластового флюида и, как следствие, увеличение межремонтного периода эксплуатации насосных установок данного типа.

Изобретение относится к области добычи нефти и газа, конкретно - к добыче вязкой нефти, керогеносодержащей нефти из глинистых пластов. Устройство для разработки месторождения трудноизвлекаемой нефти содержит бак горючего и систему подачи воздуха на поверхности, скважинный газогенератор, установленный в горизонтальной части обсадной колонны нагнетательной скважины, соединенный колтюбингом горючего с баком горючего.

Изобретение относится к способам эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин и может быть использовано для сокращения потерь ретроградного конденсата и предотвращения аккумулирования жидкости в стволе скважины.

Группа изобретений относится к нефтяному машиностроению и, в частности, к эксплуатации скважин с использованием многоступенчатых погружных насосов для откачки пластовой жидкости из скважин.

Изобретение относится к области исследования буровых скважин и, в частности, к средствам для комплексного измерения параметров скважинной жидкости. Технический результат - расширение функциональных возможностей установленного совместно с погружным насосом погружного приборного модуля с датчиками параметров состояния скважины за счет возможности более точных измерений.

Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к устранению взаимопродавливания скважин, работающих на общий коллектор в реальном масштабе времени. Техническим результатом является повышение точности определения правильности выбора режима работ ГСШ с общим коллектором в реальном масштабе времени. Способ включает назначение режимов его эксплуатации в рамках технологических ограничений, которые определяются расчетным методом по результатам газогидродинамических исследований скважин. При этом в процессе эксплуатации месторождения, используя средства телеметрии и АСУ ТП установки комплексной подготовки газа (УКПГ), с заданным шагом квантования измеряют фактические давления газа на коллекторе каждого куста скважин и в конце газосборного шлейфа (ГСШ), а также расход газа каждого куста скважин, и, используя измеренные данные и паспортные характеристики ГСШ в реальном масштабе времени, вычисляют давление газа в точках подкачки и строят синхронизированные во времени графики пар давлений: измеренного на коллекторе куста и рассчитанного для точки подкачки, к которой он подключен, а также измеренного давления в конце ГСШ и рассчитанного для последней точки подкачки перед УКПГ, и, как только будет выявлено, что разность одной из пар давлений стала меньше заданного порога, значение которого назначают по результатам последних газогидродинамических испытаний скважин и заданному режиму работы УКПГ, оператору УКПГ выдается сообщение о выявлении проблем в работе ГСШ и (или) соответствующего куста газовых скважин, а также рекомендуемый перечень индивидуальной последовательности операций по парированию возникшей ситуации на проблемном участке, и, используя этот перечень, оператор установки принимает окончательное управляющее решение по устранению проблемы. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для отбора газа из затрубного пространства нефтяной скважины и закачки его в выкидной коллектор. Технический результат - повышение надежности и эффективности работы насоса перекачки жидкости в емкости для вытеснения из них газа в напорную линию. Насосная установка включает две емкости с подводящими к ним газовыми линиями, соединенными с затрубным пространством скважины, и отводящими газовыми линиями, соединенными с выкидным коллектором скважины. Всасывающие и нагнетательные клапаны установлены соответственно на подводящих и отводящих газовых линиях. Имеются также насос для перекачки рабочей жидкости и линии для входа и выхода жидкости в нижних частях обеих емкостей. Каждая из линий сообщена с приемной и напорной сторонами перекачивающего насоса. Между насосом и емкостями расположен переключатель потоков жидкости, В каждой из емкостей размещены гибкие растягивающиеся мембраны. Они герметично разделяют емкости на две равные части. Пространство каждой емкости над мембраной заполнено жидкостью объемом, равным объему мертвого пространства над мембраной в газовой линии между верхней точкой емкости и клапанами для входа и выхода откачиваемого газа в цикле его вытеснения из емкости. 1 ил.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использована при скважинной добыче нефти, а также при добыче газа из обводненных низконапорных газовых и газоконденсатных скважин. Технический результат - повышение продуктивности скважины и продление сроков ее эксплуатации за счет минимизации сроков восстановления продуктивных характеристик пласта. По способу проводят подземные ремонты скважины. Для этого осуществляются спуск в скважину и подъем из нее погружной насосной установки на шлангокабеле. Запускают и осуществляют работу погружной насосной установки. Снижают забойное давление. Осуществляют вызов притока жидкости и газа из пласта, сепарацию газа от жидкости, поступление жидкости в погружной насос, нагнетание жидкости на поверхность или в нижележащий пласт и направление газа на поверхность по кольцевому пространству. При этом находящийся под давлением лубрикатор на устьевой арматуре скважины, необходимый для размещения в нем погружной насосной установки, необходим только в процессе спускоподъемных работ, а не всего срока эксплуатации. Устройство для механизированной насосной эксплуатации скважин без глушения содержит погружную насосную установку, спущенную в скважину на шлангокабеле, устьевую арматуру скважины с превентором, герметизатором, транспортером, станцию управления. К выходу из погружной насосной установки присоединен отрезок шлангокабеля с запорным устройством с электрическими разъемами. При этом длина отрезка шлангокабеля больше суммарной высоты превентора и герметизатора. Наружная поверхность запорного устройства с электрическими разъемами выполнена цилиндрической. Диаметр цилиндрической поверхности запорного устройства с электрическими разъемами составляет 0,95-1,00 от диаметра шлангокабеля. Верхний конец шлангокабеля снабжен запорным устройством с электрическими разъемами. Длина лубрикатора больше суммы длин погружной насосной установки, отрезка шлангокабеля и запорного устройства с электрическими разъемами. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к нефтепромысловому оборудованию и, в частности, к погружным насосным установкам, содержащим устройства для отделения твердых частиц от пластовой жидкости, которые защищают погружные нефтяные насосы от абразивного износа. Технический результат – повышение надежности работы установки за счет защиты добывающего насоса от абразивного износа и исключения засорения скважины механическими примесями. Установка включает в себя последовательно расположенные погружной электродвигатель, сепаратор механических примесей, центробежный насос и струйный насос. Приемная камера струйного насоса гидравлически соединена с выходом механических примесей из сепаратора. Сепаратор механических примесей и насос помещены в кожух. Сепаратор выполнен из каскада ступеней сепарации. Кожух разделен продольными перегородками на изолированные кольцевые секторы по количеству ступеней сепарации. Каждый из кольцевых секторов соединен с выходом механических примесей одной из ступеней сепарации. Над последним выходом, принадлежащим последней ступени сепарации, полости каждых двух соседних секторов последовательно перекрыты торцевой перегородкой, в которую встроен струйный насос для объединения проходящих через них потоков механических примесей в общий поток. 3 з.п. ф-лы, 9 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к сбору и утилизации попутного нефтяного газа с использованием отводящих факельных газов. Технический результат – повышение эффективности способа за счет уменьшения доли сжигаемого попутного нефтяного газа на факельной установке и использования тепловой энергии факельной установки для повышения давления и температуры попутного нефтяного газа для дальнейшей его транспортировки с остальным добываемым продуктом. Технический результат – повышение эффективности способа. Способ предусматривает использование факельного сепаратора, факельной установки с устройством сбора выхлопных газов, рабочих камер, емкостей-отстойников и свечи рассеивания с возможностью снижения доли сжигаемого попутного нефтяного газа – ПНГ. Для этого одну часть ПНГ подают в рабочие камеры для его сжатия и повышения температуры. Другую часть ПНГ подают на факельную установку для его сжигания с последующим сбором выхлопных газов и подачи их в рабочие камеры для передачи тепловой энергии. Рабочие камеры разделяют на два участка - нагреватель и холодильник. Между ними располагают подвижный поршень. Используют как минимум две рабочие камеры. Их поршни связывают жестко с помощью кривошипа со смещением 90 градусов. 2 ил.

Способ извлечения нефти, газа, конденсата из скважины преимущественно истощаемых газоконденсатных месторождений может быть использован на предприятиях нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат – повышение производительности скважины за счет интенсификации растворения и извлечения высокомолекулярных соединений. По способу при снижении продуктивности скважины из-за отложений в призабойной зоне скважины высокомолекулярных соединений осуществляют регенерацию призабойной зоны скважины. Ее выполняют за счет временного перевода скважины из эксплуатационного состояния в регенерационное. Призабойную зону скважины сначала обрабатывают сверхкритическим флюидом диоксида углерода последовательно в динамическом и статическом режимах. В динамическом режиме регенерационного состояния последовательно чередуют периоды закачки сверхкритического флюида диоксида углерода, подаваемого в газоносный пласт через скважину, при изменении давления от большего р1 к меньшему р2. В статическом режиме регенерационного состояния призабойную зону скважины выдерживают при максимальном давлении сверхкритического флюида диоксида углерода. Затем скважину подвергают экспозиции с выравниванием давления в скважине и газоносном пласте без дополнительного ввода сверхкритического флюида диоксида углерода в условиях спонтанного перемещения раствора «высокомолекулярные соединения-флюид» в газоносном пласте и возвращают в эксплуатационное состояние. 6 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к области добычи природного газа, в частности к области предупреждения гидратообразования в системах промыслового сбора газа преимущественно в условиях Крайнего Севера. Технический результат - оптимизация расхода ингибитора гидратообразования и повышение надежности эксплуатации промысловых систем сбора газа. По способу в шлейф подают ингибитор гидратообразования. Для определения начала процесса гидратообразования измеряют температуру газа на устье скважины, фактическую температуру газа на выходе из шлейфа и температуру окружающей среды. Вычисляют по детерминированной модели некоторое расчетное значение температуры газа. Принимают его за базовое значение и в режиме реального времени сравнивают фактическое значение температуры на выходе из шлейфа с базовым значением. Дополнительно в режиме реального времени измеряют давление на устье скважины и на выходе из шлейфа. За базовое значение температуры принимают теоретическое расчетное значение температуры гидратообразования. При уменьшении фактической температуры на выходе из шлейфа до значений ниже базового значения сравнивают текущее значение давления на выходе из шлейфа со значением, полученным в предыдущем измерительном цикле, и текущее значение давления на устье скважины со значением, полученным в предыдущем измерительном цикле. Если это давление на устье возросло на некоторую величину, а давление на выходе из шлейфа одновременно уменьшилось на некоторую величину, конкретные значения которых определяют по когнитивной модели для данного шлейфа, и эта динамика сохраняется в течение времени, также определяемого по когнитивной модели, то диагностируют начало процесса гидратообразования. Вначале увеличивают подачу ингибитора в шлейф. Если значения давления на устье скважины и выходе шлейфа не выходят за установленные когнитивной моделью пределы изменения, то корректируют теоретическое расчетное значение температуры гидратообразования по когнитивной модели. При этом теоретическое расчетное значение температуры гидратообразования определяют по детерминированной модели, задаваемой аналитическим выражением. 2 з.п. ф-лы, 2 табл., 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к добыче насосом из скважин нефти с высоким содержанием газа. Технический результат - упрощение устройства и обеспечение возможности использования при работе с электропогружными насосами и погружными плунжерными – штанговыми насосами. Устройство содержит лифтовую колонну, насосную установку и устьевую запорную арматуру. Имеется также отводящий продукцию патрубок. Он сообщен с лифтовой колонной. В состав устройства входи и обратный клапан. Этот клапан выполнен с регулируемым открыванием для обеспечения необходимого уровня жидкости в затрубном пространстве и сообщен с лифтовой колонной выше соединения лифтовой колонны с отводящим патрубком. Упомянутый патрубок за пределами устьевой арматуры изготовлен восходящим от устьевой запорной арматуры на высоту не менее внутреннего диаметра отводящего патрубка. Сброс нефтяного газа предусмотрен через лифтовую колонну с использованием соответствующего хода плунжера штангового насоса или остановки и последующего запуска электропогружного насоса. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к технике добычи нефти и, в частности, к технике подъема добываемой продукции скважин, а именно газожидкостной смеси. Технический результат - повышение работоспособности и надежности работы установки, снижение вибрации подземного насосного оборудования, вызываемой присутствием газовых включений в откачиваемой продукции. Установка содержит установленный в скважине на колонне подъемных труб погружной центробежный насос с электродвигателем. Над ними установлен компенсатор. В нем помещен пневматический колпак с поршнем. Поршень подпружинен изнутри пакетом последовательно соединенных тарельчатых пружин, разделенных прокладками. Прокладки образуют зазор с внутренней поверхностью пневматического колпака. Тарельчатые пружины выполнены с разными отношениями высоты конуса пружины к толщине стенки конуса и имеют такую силовую характеристику, что при параллельном соединении усилий пакета пружин и давления инертного газа на поршне создана результирующая восстанавливающая сила с рабочим участком заданной малой - квазинулевой жесткости. 8 ил.

Изобретение относится к области добычи нефти и газа и может быть использовано при добыче сланцевой нефти с применением технологии гидравлического разрыва пласта. Скважинное оборудование для обработки призабойной зоны пласта состоит из струйного насоса, колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), наземного силового насоса, наземной сепарационной системы и системы управления. Причем струйный насос включает в себя камеру смешения и сопло. Входной канал сопла струйного насоса через колонну НКТ соединен с наземным силовым насосом. Выход камеры смешения струйного насоса соединен трубопроводом с наземной сепарационной системой. Подключенный к струйному насосу регулирующий клапан соединен каналом связи с системой управления. При этом входной канал сопла струйного насоса дополнительно сообщается через регулирующий клапан с выходом камеры смешения. Система управления выполнена в наземном исполнении. Техническим результатом является повышение надежности оборудования и расширение области его применения. 3 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для отбора газа из затрубного пространства и закачки его в выкидной коллектор скважины. Технический результат - повышение эффективности отбора сепарированного газа из затрубного пространства скважины и его закачки в коллектор. По способу осуществляют бурение бокового ствола ниже динамического уровня жидкости в основном стволе скважины. Цементируют забой основного ствола и спускают в него оборудование. В основной ствол ниже врезки бокового ствола спускают хвостовик и глубинный насос. Их располагают выше места врезки бокового ствола. Затрубное пространство скважины соединяют с верхней частью напорной емкости и выкидным коллектором, расположенным на устье скважины. Нижнюю часть напорной емкости связывают с насосом, приемную часть которого сообщают с питающей емкостью для рабочей жидкости. Откачку накапливающегося газа из затрубного пространства производят периодически с помощью насоса, включаемого для подачи рабочей жидкости в нагнетательную емкость с газом в цикле его закачки в выкидной коллектор, и отключаемого для слива рабочей жидкости из нагнетательной емкости в питающую в цикле поступления газа из затрубного пространства в нагнетательную емкость. 1 ил.

Наверх