Скважинное компрессорное устройство для обработки влажного газа

Группа изобретений относится к добыче текучих углеводородов из подземных скважин с высоким содержанием газовой фракции и значительными объемами жидкости. Технический результат – повышение эффективности добычи. По способу устанавливают скважинную насосную систему внутри скважинного ствола. Эта система содержит двигатель, устройство для обработки текучей среды, приводимое в действие указанным двигателем, и сенсорный модуль. Присоединяют указанный двигатель к приводу с регулируемой скоростью, расположенному на поверхности. Измеряют первое соотношения газа и жидкости в текучих углеводородах посредством сенсорного модуля. Обеспечивают выдачу сигнала, представляющего первое соотношение газа и жидкости в текучих углеводородах, на привод с регулируемой скоростью. Подают электрический ток от указанного привода к указанному двигателю для обеспечения работы двигателя с первой скоростью вращения. Измеряют второе соотношение газа и жидкости в текучих углеводородах посредством сенсорного модуля. Указанное второе соотношение превышает первое соотношение газа и жидкости. Обеспечивают выдачу сигнала, представляющего второе соотношение газа и жидкости в текучих углеводородах, на привод с регулируемой скоростью. Подают электрический ток от указанного привода к указанному двигателю для обеспечения работы двигателя со второй скоростью вращения, превышающей первую скорость вращения. Используемое устройство для обработки текучей среды выполняют с сопловой ступенью, содержащей камеру и измерительный элемент внутри указанной камеры. Упомянутый элемент выполняют в форме усеченного конуса с возможностью осевого перемещения с изменением площади открытого поперечного сечения в зависимости от содержания жидкой фракции. 3 н. и 10 з.п. ф-лы, 10 ил.

 

Область техники, к которой относится изобретение

[001] Предлагаемое изобретение в целом относится к погружным насосным системам и, в частности, без ограничения, к системе, предназначенной для добычи текучих сред с высокой газовой фракцией из подземных скважин, причем данные среды могут также содержать значительные объемы жидкости.

Уровень техники

[002] Погружные насосные системы часто размещают в скважинах для извлечения нефтяных текучих сред из подземных залежей. Как правило, погружная насосная система содержит группу компонентов, в том числе по меньшей мере один заполненный текучей средой электродвигатель, соединенный с, по меньшей мере, одним насосом с высокими эксплуатационными характеристиками, расположенным над двигателем. При подаче электропитания двигатель передает крутящий момент на насос, выталкивающий скважинные текучие среды на поверхность через эксплуатационную колонну. При этом каждый из компонентов в погружной насосной системе должен быть сконструирован так, чтобы он противостоял неблагоприятной среде скважины.

[003] Некоторые залежи содержат газообразные углеводороды в большем объеме, чем жидкие углеводороды. В таких залежах желательно размещать восстановительные системы, предназначенные для обработки текучих сред с повышенными газовыми фракциями. Известные из уровня техники системы для обработки газов являются, как правило, эффективными при добыче газообразных текучих сред, но могут отказывать или плохо функционировать, если подвергаются воздействию значительных объемов жидкости. Во многих скважинах больший объем жидкости добывают в начале эксплуатации или периодически. Чувствительность известных систем для обработки газов представляет значительную проблему в скважинах, в которых добывают по преимуществу газообразные углеводороды, но в которых, тем не менее, добывают жидкость в начале эксплуатации или периодически. Предлагаемое изобретение направлено на устранение указанных и других недостатков, присущих существующему уровню техники.

Сущность изобретения

[004] В предпочтительных вариантах выполнения предлагаемое изобретение относится к устройству для обработки текучей среды для использования при глубинно-насосной эксплуатации скважин. Данное устройство для обработки текучей среды содержит ступень обработки текучей среды, сопловую ступень и газокомпрессорную ступень. Ступень обработки текучей среды предпочтительно содержит крыльчатку и диффузор, а сопловая ступень предпочтительно содержит сопловую камеру и измерительный элемент с переменными параметрами. Сопловая камера выполнена в виде сходящегося-расширяющегося сопла, а измерительный элемент выполнен с возможностью осевого перемещения внутри сходящейся секции для регулирования площади открытого поперечного сечения сопла. Газокомпрессорная ступень содержит по меньшей мере одну газокомпрессорную турбину.

[005] В другом аспекте предпочтительные варианты выполнения предлагаемого изобретения относятся к способу добычи текучих углеводородов из подземного скважинного ствола, причем данные текучие углеводороды имеют переменное соотношение газа и жидкости. Предлагаемый способ включает этапы, на которых измеряют первое соотношение газа и жидкости текучих углеводородов с помощью сенсорного модуля, выдают сигнал, представляющий первое соотношение газа и жидкости текучих углеводородов, на привод с регулируемой скоростью, и подают электрический ток от указанного привода к указанному двигателю для обеспечения работы двигателя с первой скоростью вращения. Затем предлагаемый способ продолжают на этапах, на которых посредством сенсорного модуля измеряют второе соотношение газа и жидкости текучих углеводородов, которое превышает указанное первое соотношение газа и жидкости, выдают сигнал, представляющий второе соотношение газа и жидкости текучих углеводородов, на привод с регулируемой скоростью, и подают электрический ток от привода с регулируемой скоростью к указанному двигателю для обеспечения работы двигателя с второй скоростью вращения, превышающей указанную первую скорость вращения.

Краткое описание чертежей

[006] Фиг. 1 изображает погружную насосную систему, выполненную в соответствии с предпочтительным вариантом выполнения изобретения;

[007] Фиг. 2 изображает вид сбоку устройства для обработки текучей среды насосной системы, показанной на фиг. 1;

[008] Фиг. 3 изображает вид с частичным разрезом устройства для обработки текучей среды, показанного на фиг. 2;

[009] Фиг. 4 изображает вид сбоку спирального осевого насоса устройства для обработки текучей среды, показанного на фиг. 3;

[010] Фиг. 5 изображает разрез диффузора устройства для обработки текучей среды, показанного на фиг. 3;

[011] Фиг. 6 изображает разрез сопловой камеры устройства для обработки текучей среды, показанного на фиг. 3;

[012] Фиг. 7 изображает аксонометрическую проекцию измерительного элемента устройства для обработки текучей среды, показанного на фиг. 3;

[013] Фиг. 8 изображает аксонометрическую проекцию компрессорной ступени устройства для обработки текучей среды, показанного на фиг. 3.

Осуществление изобретения

[014] В соответствии с предпочтительным вариантом выполнения предлагаемого изобретения на фиг. 1 изображен вид сбоку насосной системы 100, прикрепленной к эксплуатационной колонне 102. Насосная система 100 и эксплуатационная колонна 102 размещены в скважинном стволе 104, пробуренном для добычи текучей среды, например, воды или нефти. Эксплуатационная колонна 102 соединяет насосную систему 100 с устьем 106 скважины, расположенным на поверхности. Используемый в данном документе термин "нефть" следует применять широко для всех минеральных углеводородов, например, для сырой нефти, газа или для их комбинации.

[015] Насосная система 100 предпочтительно содержит устройство 108 для обработки текучей среды, двигатель 110, уплотнительную секцию 112, сенсорный модуль 114, электрический кабель 116 и привод 118 с регулируемой скоростью. Хотя насосная система 100 прежде всего предназначена для откачивания нефтяных продуктов, но, как станет очевидно, предлагаемое изобретение может быть также использовано для перемещения других текучих сред. Кроме этого, как станет очевидно, каждый из компонентов насосной системы прежде всего описан для применения в погружном состоянии, однако ряд компонентов или все данные компоненты также могут использоваться в операциях откачивания на поверхности.

[016] Двигатель 110 предпочтительно является электрическим погружным двигателем, питаемым от расположенного на поверхности привода 118 через электрический кабель 114. Двигатель 110 предназначен для привода устройства 108 для обработки текучей среды при избирательной подаче напряжения. Привод 118 выполнен с возможностью управления характеристиками электроэнергии, подаваемой в двигатель 110. В одном предпочтительном варианте выполнения, в частности, двигатель 110 представляет собой трехфазный электрический двигатель, и привод 118 выполнен с возможностью управления скоростью вращения двигателя путем регулирования частоты электрического тока, подаваемого в двигатель 110. При этом передача крутящего момента от двигателя 110 в устройство 108 происходит через, по меньшей мере, один вал 120 (не изображен на фиг. 1).

[017] В предпочтительных вариантах выполнения изобретения уплотнительная секция 112 расположена над двигателем 110 и под устройством 108 для обработки текучей среды. В предпочтительных вариантах выполнения, в частности, уплотнительная секция 112 выполнена для изоляции двигателя 110 от скважинных текучих сред в устройстве 108. Кроме этого, уплотнительная секция 112 также выполнена для компенсации расширения жидкой смазки двигателя 110, возникающего вследствие изменения температур.

[018] Сенсорный модуль 114 предназначен для измерения диапазона рабочих условий и условий окружающей среды, а также для выдачи сигналов, представляющих измеренные условия. В предпочтительных вариантах выполнения, в частности, сенсорный модуль 114 выполнен с возможностью измерения по меньшей мере следующих внешних параметров: температуры в скважинном стволе, давления в скважинном стволе и соотношения газа и жидкости в скважинных текучих средах (газовой фракции). Кроме этого, сенсорный модуль 114 может быть выполнен с возможностью измерения по меньшей мере следующих внутренних параметров: температуры двигателя, давления на входе насоса, давление на выпуске насоса, вибрации, скорости вращения насоса и двигателя и крутящего момента в насосе и двигателе. Сенсорный модуль 114 предпочтительно расположен внутри насосной системы 100, в месте, в котором обеспечена возможность измерения условий в месте выше по потоку, то есть измерения условий текучей среды, приближающихся к насосной системе 100. В варианте выполнения предлагаемого изобретения, изображенном на фиг. 1, сенсорный модуль 114 прикреплен на расположенной выше по потоку стороне двигателя 110. Как, однако, станет очевидно, сенсорный модуль 114 может быть также развернут на тросе в удаленном положении от равновесной точки компонентов в насосной системе 100.

[019] В предпочтительных вариантах выполнения изобретения, в частности, устройство 108 для обработки текучей среды присоединено между уплотнительной секцией 111 и эксплуатационной колонной 102. Устройство 108 предпочтительно содержит впуск 122 и выпуск 124. Устройство 108 в целом предназначено для добычи скважинных текучих сред, имеющих преимущественно высокую газовую фракцию, но имеющих значительные объемы жидкости при запуске или периодически. Кроме этого, устройство 108 содержит турбомашинные компоненты, выполненные с возможностью повышения давления газа и жидкости путем преобразования механической энергии в перепад давления. При приводе в действие двигателем 110 устройство 108 всасывает скважинные текучие среды через впуск 122, повышает давление текучей среды и выталкивает текучую среду через выпуск 124 в эксплуатационную колонну 102.

[020] Хотя на фиг. 1 изображены только по одному из всех компонентов насосной системы 100, очевидно, что при необходимости может быть присоединено большее количество компонентов и что необходимы другие компоновки компонентов, и в объем, определяемый предпочтительными вариантами выполнения, подпадают данные дополнительные конфигурации. Например, во многих применениях желательно использовать комбинации со сдвоенным двигателем, газовые сепараторы, группу уплотнительных секций, группу насосов и другие компоненты, размещаемые в скважинах.

[021] Следует отметить, что хотя насосная система 100 изображена на фиг. 1 в вертикальном положении, она может также использоваться не в вертикальных применениях, в том числе в горизонтальных и наклонных скважинах 104. Соответственно, в данной заявке термины "верхний" и "нижний" используются просто для описания относительных положений компонентов внутри насосной системы 100 и не должны пониматься как указание на то, что насосная система 100 должна быть развернута в вертикальном положении.

[022] Обратимся к фиг. 2 и 3, на которых изображено устройство 108 для обработки текучей среды, соответственно, на виде сбоку и на виде с частичным разрезом. В предпочтительных, в настоящее время, вариантах выполнения изобретения устройство 108 содержит три секции: ступень 126 обработки текучей среды, промежуточную сопловую ступень 128 и компрессорную ступень 130. Как правило, ступень 126 обработки текучей среды содержит по меньшей мере одну крыльчатку 132 и по меньшей мене один диффузор 134. Ступень 126 обработки текучей среды используют для повышения давления в текучих средах с высокой жидкой фракцией. Промежуточная сопловая ступень 128 предназначена для обработки текучих сред с пониженной жидкой фракцией путем уменьшения и рассеивания капель жидкости в потоке текучей среды. Кроме этого, сопловая ступень 128 предпочтительно содержит сопловую камеру 136 и измерительный элемент 138 с переменными параметрами. Газокомпрессорная ступень 130 предназначена прежде всего для повышения давления в потоках текучей среды с большой газовой фракцией. Ступень 130 предпочтительно содержит по меньшей мере одну газовую турбину 140.

[023] Обратимся к фиг. 4, на которой изображен вид сбоку крыльчатки 132, выполненной в соответствии с одним предпочтительным в настоящее время вариантом выполнения изобретения. Крыльчатка 132 присоединена к валу 120 и выполнена с возможностью вращения внутри диффузора 134. Крыльчатка 132 содержит расположенную выше по потоку группу спиральных лопаток 142 и расположенную ниже по потоку группу осевых лопаток 144. Спиральные лопатки 142 предназначены для введения в устройство 108 обработки текучей среды потока текучих сред со значительной жидкой фракцией, а осевые лопатки 144 предназначены для ускорения текучей среды в по существу осевом направлении.

[024] Обратимся к фиг. 5, на которой изображен разрез диффузора 134. Диффузор 134 предпочтительно содержит кожух 146 и группу лопаток 148. Диффузор занимает неподвижное положение внутри устройства 108 для обработки текучей среды. Диффузор 134 выполнен для захвата текучей среды, выталкиваемой крыльчаткой 132, а лопатки 148 диффузора предназначены для уменьшения осевой скорости текучей среды с преобразованием, таким образом, части кинетической энергии, сообщенной крыльчаткой 132, в перепад давления. Хотя на фиг. 3 изображена одна крыльчатка 132 и один диффузор 134, в объем, определяемый дополнительными вариантами выполнения изобретения, подпадает использование группы пар крыльчаток 132 и диффузоров 134.

[025] На фиг. 6 и 7 изображены соответственно аксонометрические проекции и разрезы сопловой камеры 136 и измерительного элемента 138. Сопловая камера 136 предпочтительно выполнена в виде новой сходящейся-расширяющейся конструкции, содержащей сходящуюся секцию 150, горловину 152 и расширяющуюся секцию 154. В предпочтительных вариантах выполнения сопловая камера 136 выполнена в виде сопла Лаваля, имеющего асимметричную форму песочных часов. В одном предпочтительном варианте выполнения, в частности, сопловая камера 136 выполнена в виде противоточного сопла Лаваля, в котором от сходящейся секции 150 через горловину 152 происходит ускорение текучих сред с последующим замедлением в расширяющейся секции 154. Таким образом, ускорение и замедление текучей среды, проходящей через сопловую камеру 136, вызывает рассеивание уловленных капель жидкости и гомогенизацию данных капель в капли с меньшим диаметром.

[026] Измерительный элемент 138, изображенный на фиг. 7А, предпочтительно имеет внешнюю поверхность 156 в виде усеченного конуса и внутреннюю чашу 158, выполненную с обеспечением прохождения вала 120. Наружная коническая поверхность 156 выполнена с возможностью размещения в сходящейся секции 150 сопловой камеры 136. Внутренняя чаша 158 расположена выше по потоку по направлению к диффузору 134.

Как изображено на фиг. 7А и 7В, измерительный элемент 138 выполнен с возможностью осевого перемещения вдоль вала 120. В предпочтительных вариантах выполнения, в частности, измерительный элемент 138 содержит пружину 139 и удерживающий пружину зажим 141. Зажим 141 зафиксирован в неподвижном положении на валу 120 и поджимает измерительный элемент 138 в открытое положение рядом с диффузором 134. Поскольку из диффузора 134 проходят повышенные объемы жидкости, то происходит увеличение давления, воздействующего на внутреннюю чашу 158, и измерительный элемент 138 сдвигается вниз по потоку вдоль вала 120 (как изображено на фиг. 7С), таким образом, уменьшая площадь открытого поперечного сечения сходящейся секции 150 камеры 136. Закрытие части сопловой камеры 136 в условиях повышенного нагружения жидкостью создает эффект Вентури, при котором пузырьки газа сжимаются внутри потока текучей среды и предотвращается повреждение расположенной вниз по потоку ступени 130 компрессора. Если текучая среда, выпускаемая из диффузора 134, содержит малую жидкую фракцию, то оказываемая пружиной 139 сила превосходит гидравлическую силу, оказываемую на измерительный элемент 138, и происходит возврат этого элемента 138 в положение рядом с диффузором 134 (как изображено на фиг. 7В), что обеспечивает возможность протекания высокообъемного потока текучей среды с высокой газовой фракцией через сопловую ступень 128.

[027] Обратимся к фиг. 8, на которой изображена аксонометрическая проекция газокомпрессорной турбины 140 газокомпрессорной ступени 130. Турбина 140 предпочтительно содержит группу расположенных выше по потоку компрессорных лопаток 160, ступицу 162, группу отверстий 164, проходящих от расположенной выше по потоку стороны ступицы 162 до расположенной ниже по потоку стороны ступицы 162, и группу расположенных ниже по потоку компрессорных лопаток 166. Расположенные выше по потоку компрессорные лопатки 160 выполнены с возможностью введения потока текучей среды через газокомпрессорную ступень 130. Текучая среда проходит через ступицу 162, через отверстия 164 и в расположенные ниже по потоку компрессорные лопатки 166. Эти компрессорные лопатки 166 выполнены с возможностью увеличения давления текучей среды. В предпочтительных вариантах выполнения, в частности, ступень 130 содержит группу из нескольких осерадиальных центробежных газокомпрессорных ступеней.

[028] Работу устройства 108 для обработки текучей среды регулируют на основании состояния текучей среды в скважинном стволе 104. Так, на основании информации, предоставляемой сенсорным модулем 114 о соотношении газа и жидкости в скважинной текучей среде, привод 118 регулирует электрический ток, подаваемый в двигатель 110, который, в свою очередь, регулирует скорость вращения вращаемых компонентов устройства 108. Если при этом скважинная текучая среда имеет высокое соотношение жидкости и газа (свыше примерно 5% по объемной жидкостной фракции), то двигатель 110 работает с относительно низкой скоростью. При более низких скоростях действует ступень 126 обработки текучей среды, предназначенная для нагнетания текучей среды с высокой жидкостной фракцией через устройство 108. При этих более низких скоростях вращения ступень 130 значительно не увеличивает поток текучей среды через устройство 108 для обработки текучей среды или не препятствует ему.

[029] При обнаружении сенсорным модулем 114 наличия скважинных текучих сред с повышенным соотношением газа и жидкости привод 118 увеличивает скорость вращения двигателя 110, который, в свою очередь, увеличивает скорость вращения вращаемых компонентов в устройстве 108. Более высокая скорость вращения обеспечивает возможность для ступени 130 компрессора увеличить давление текучей среды с высокой газовой фракцией. Во время работы сопловая ступень 136 измеряет расход текучей среды в компрессорной ступени 130 и уменьшает размеры капель жидкости, уловленных в потоке текучей среды.

[030] В особенно предпочтительных вариантах выполнения устройство 108 для обработки текучей среды эксплуатируют в низкоскоростном "откачивающем" режиме, если жидкостная фракция превышает примерно 8%. Если жидкостная фракция составляет менее примерно 8%, то скорость устройства 108 может быть увеличена для оптимизации работы компрессорной ступени 130. Таким образом, в предпочтительных вариантах регулирование работы устройства 108 происходит автоматически для оптимизации перемещения текучих сред в зависимости от соотношения в них газа и жидкости. Хотя сенсорный модуль 114 может использоваться для предоставления информации о газо-жидкостном составе для управления работой устройства 108, может быть также необходимо управлять работой устройства 108 на основании требуемого крутящего момента двигателя 110. Так, увеличение необходимого крутящего момента может указывать на обработку текучих сред с повышенными соотношениями жидкости и газа.

[031] Следует отметить, что хотя в приведенном выше описании изложены различные характеристики и преимущества различных вариантов выполнения изобретения совместно с деталями конструкции и функциями различных вариантов выполнения, данное описание является только иллюстративным, и возможно внесение изменений, в частности, касающихся конструкции и компоновки элементов, в рамках принципов предлагаемого изобретения в степени, соответствующей широкому общему значению терминов, в которых выражены независимые пункты прилагаемой формулы изобретения. Кроме этого, для специалистов очевидно, что технические идеи изобретения могут быть применены для других систем в пределах объема правовой защиты или существа предлагаемого изобретения.

1. Устройство для обработки текучей среды, предназначенное для использования при глубинно-насосной эксплуатации скважин и содержащее ступень обработки текучей среды, сопловую ступень и газокомпрессорную ступень, причем сопловая ступень содержит камеру и измерительный элемент, расположенный внутри указанной камеры, выполненный в форме усеченного конуса и имеющий возможность осевого перемещения с изменением площади открытого поперечного сечения в зависимости от содержания жидкой фракции.

2. Устройство по п. 1, в котором ступень обработки текучей среды содержит крыльчатку и диффузор.

3. Устройство по п. 2, в котором крыльчатка является спирально-осевой крыльчаткой, содержащей спиральные лопатки и осевые лопатки.

4. Устройство по п. 1, в котором сопловая камера содержит сходящуюся секцию, горловину и расширяющуюся секцию.

5. Устройство по п. 4, в котором сопловая камера содержит сопло Лаваля.

6. Устройство по п. 4, в котором сопловая камера содержит сопло Лаваля, предназначенное для реверсированного потока.

7. Устройство по п. 4, в котором указанный измерительный элемент имеет внешнюю поверхность в форме усеченного конуса и внутреннюю чашу.

8. Устройство по п. 1, в котором газокомпрессорная ступень содержит газокомпрессорную турбину.

9. Устройство по п. 8, в котором газокомпрессорная турбина содержит ступицу, группу расположенных выше по потоку компрессорных лопаток, присоединенных к ступице, группу расположенных ниже по потоку компрессорных лопаток, присоединенных к ступице, и группу отверстий, проходящих через указанную ступицу.

10. Скважинная насосная система, содержащая двигатель, уплотнительную секцию, присоединенную к указанному двигателю, и устройство для обработки текучей среды, приводимое в действие двигателем и присоединенное к уплотнительной секции, причем устройство для обработки текучей среды содержит ступень обработки текучей среды, сопловую ступень и газокомпрессорную ступень, при этом сопловая ступень содержит камеру и измерительный элемент, расположенный внутри указанной камеры, выполненный в форме усеченного конуса и имеющий возможность осевого перемещения с изменением площади открытого поперечного сечения в зависимости от содержания жидкой фракции.

11. Система по п. 10, в которой ступень обработки текучей среды содержит крыльчатку и диффузор.

12. Система по п. 10, в которой газокомпрессорная ступень содержит газокомпрессорную турбину.

13. Способ добычи текучих углеводородов из подземного скважинного ствола, причем текучие углеводороды имеют переменное соотношение газа и жидкости, при этом способ включает следующие этапы:

установку скважинной насосной системы внутри скважинного ствола, причем скважинная насосная система содержит двигатель, устройство для обработки текучей среды, приводимое в действие указанным двигателем, и сенсорный модуль,

присоединение указанного двигателя к приводу с регулируемой скоростью, расположенному на поверхности,

измерение первого соотношения газа и жидкости в текучих углеводородах посредством сенсорного модуля,

выдачу сигнала, представляющего первое соотношение газа и жидкости в текучих углеводородах, на привод с регулируемой скоростью,

подачу электрического тока от указанного привода к указанному двигателю для обеспечения работы двигателя с первой скоростью вращения,

измерение второго соотношения газа и жидкости в текучих углеводородах посредством сенсорного модуля, причем указанное второе соотношение превышает первое соотношение газа и жидкости,

выдачу сигнала, представляющего второе соотношение газа и жидкости в текучих углеводородах, на привод с регулируемой скоростью и подачу электрического тока от указанного привода к указанному двигателю для обеспечения работы двигателя со второй скоростью вращения, превышающей первую скорость вращения,

причем устройство для обработки текучей среды выполняют с сопловой ступенью, содержащей камеру и измерительный элемент внутри указанной камеры, который выполняют в форме усеченного конуса с возможностью осевого перемещения с изменением площади открытого поперечного сечения в зависимости от содержания жидкой фракции.



 

Похожие патенты:

Предложена многоступенчатая турбомашина (1), содержащая корпус (3) с впускным отверстием (5) для текучей среды и выпускным отверстием (7) для текучей среды и несколько ступеней (13А, 13В), расположенных в корпусе (3).

Изобретение относится к стационарным газотурбинным установкам (СГТУ), имеющим в своем составе осевой многоступенчатый компрессор. Технический результат достигается тем, что система впрыска воды осевого многоступенчатого компрессора, имеющая трубки и выпускные каналы, дополнительно содержит обтекатель, при этом обтекатель расположен в области передней кромки каждой направляющей лопатки осевого многоступенчатого компрессора с возможностью образования щелевого канала.

Изобретение относится к шахтной, рудничной вентиляции и вентиляторостроению, а именно к осевым вентиляторам для местного проветривания горных выработок шахт. Задачей изобретения является создание вентилятора местного проветривания шахт, имеющего повышенные аэродинамические характеристики (давление, производительность и КПД) и обеспечивающего возможность реверсивного режима работы при изменении направления вращения рабочих колес, понижение массогабаритной характеристики вентилятора.

Изобретение относится к биротативным винтовентиляторам, расположенным на выходе из газотурбинного двигателя, и обеспечивает при его использовании повышение надежности за счет организации эффективного охлаждения силового кольца задней подвески и корпуса задней опоры винтовентилятора.

Изобретение относится к вентиляторостроению и может быть использовано в составе систем терморегулирования изделий авиационной и ракетной техники. .

Изобретение относится к авиационному двигателестроению, конкретно к вентиляторам авиационных газотурбинных двигателей. .

Изобретение относится к авиационному двигателестроению, конкретно к вентиляторам авиационных газотурбинных двигателей. .

Изобретение относится к области компрессоростроения и теплоэнергетики и может быть использовано, например, в газотурбинных установках с осевым многоступенчатым компрессором в способе повышения эффективности работы осевого многоступенчатого компрессора путем впрыска воды в не менее, чем две ступени сжатия, обеспечивающем максимальное повышение кпд компрессора при минимальном расходе воды за счет определения с помощью математического выражения для подсчета кпд компрессора, учитывающего паросодержание и энтальпию паров воды в воздухе за компрессором, оптимального, достаточного для этого повышения количества впрыскиваемой в ступени воды на предварительной стадии работы компрессора.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для стравливания попутно-добываемого газа в линию насосно-компрессорных труб добывающей скважины, эксплуатируемой механизированным способом.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для стравливания попутно-добываемого газа в линию насосно-компрессорных труб добывающей скважины, эксплуатируемой механизированным способом.

Группа изобретений относится к устройству и способу удаления жидкости из эксплуатационной скважины. Устройство содержит резервуар (104, 105), имеющий зону (109) накопления жидкости, при этом указанный резервуар выполнен с возможностью соединения с трубой (102) удаления газа, расположенной в эксплуатационной скважине; изолятор (106), выполненный с возможностью ограничения потока текучей среды между стенкой (104) резервуара и стенкой (101) скважины из первого пространства (107), образованного между изолятором и забоем скважины, во второе пространство (108), образованное между изолятором и устьем скважины; первое отверстие (117а), выполненное в указанном резервуаре с возможностью обеспечения циркуляции смеси газ-жидкость из указанного первого пространства в третье пространство (110), образованное в трубе удаления газа; и второе отверстие (116а) в указанном резервуаре, выполненное с возможностью обеспечения циркуляции текучей среды из указанного второго пространства в зону накопления жидкости.

Группа изобретений относится к устройству и способу удаления жидкости из эксплуатационной скважины. Устройство содержит резервуар (104, 105), имеющий зону (109) накопления жидкости, при этом указанный резервуар выполнен с возможностью соединения с трубой (102) удаления газа, расположенной в эксплуатационной скважине; изолятор (106), выполненный с возможностью ограничения потока текучей среды между стенкой (104) резервуара и стенкой (101) скважины из первого пространства (107), образованного между изолятором и забоем скважины, во второе пространство (108), образованное между изолятором и устьем скважины; первое отверстие (117а), выполненное в указанном резервуаре с возможностью обеспечения циркуляции смеси газ-жидкость из указанного первого пространства в третье пространство (110), образованное в трубе удаления газа; и второе отверстие (116а) в указанном резервуаре, выполненное с возможностью обеспечения циркуляции текучей среды из указанного второго пространства в зону накопления жидкости.

Клапанное переключающее устройство, предназначенное для ввода в насосно-компрессорную колонну или встроенное в насосно-компрессорную колонну, содержит внешний корпус, внутреннюю добывающую трубу, управляющую часть, реагирующую на внешнее давление для открытия канала активирования при давлении, превышающем предварительно заданное давление, силовую часть, чувствительную к давлению в канале активирования для открытия нагнетательного отверстия; перепускной клапан, чувствительный к давлению в нагнетательном отверстии, служащий для открытия перепускного канала, обеспечивающего гидравлическое сообщение от внешней стороны внешнего корпуса в направлении внутрь внутренней добывающей трубы.

Клапанное переключающее устройство, предназначенное для ввода в насосно-компрессорную колонну или встроенное в насосно-компрессорную колонну, содержит внешний корпус, внутреннюю добывающую трубу, управляющую часть, реагирующую на внешнее давление для открытия канала активирования при давлении, превышающем предварительно заданное давление, силовую часть, чувствительную к давлению в канале активирования для открытия нагнетательного отверстия; перепускной клапан, чувствительный к давлению в нагнетательном отверстии, служащий для открытия перепускного канала, обеспечивающего гидравлическое сообщение от внешней стороны внешнего корпуса в направлении внутрь внутренней добывающей трубы.

Изобретение относится к погружному скважинному нефтяному поршневому насосному агрегату и, в частности, к насосному агрегату, оснащенному скважинным реверсивным преобразователем крутящего момента.

Изобретение относится к обратному клапану с инерционной массой, установленному на основании эксплуатационной насосно-компрессорной колонны над винтовым насосом кавитационного типа (ВСР) нефтяной скважины, при этом указанный клапан предотвращает опускание гидростатической колонны внутри эксплуатационной насосно-компрессорной колонны в момент остановки искусственного подъема гидростатической колонны в результате остановки ВСР.

Изобретение относится к обратному клапану с инерционной массой, установленному на основании эксплуатационной насосно-компрессорной колонны над винтовым насосом кавитационного типа (ВСР) нефтяной скважины, при этом указанный клапан предотвращает опускание гидростатической колонны внутри эксплуатационной насосно-компрессорной колонны в момент остановки искусственного подъема гидростатической колонны в результате остановки ВСР.

Компоновка погружного скважинного насоса имеет кожух насоса с выкидом насоса на верхнем конце. Цилиндр насоса установлен в кожухе насоса, образуя кольцевой проход между цилиндром и кожухом насоса.

Группа изобретений относится к области строительства нефтегазодобывающих и паронагнетающих скважин. Скважинное устройство регулирования потока сред содержит базовую трубу с муфтой, на наружной поверхности базовой трубы установлены клапанные устройства и фильтрующий элемент. Фильтрующий элемент выполнен проволочно-щелевым. Величина щелевых отверстий между витками проволоки фильтрующего элемента различна, щелевые отверстия с наибольшей величиной находятся у кольца приварного и их величина постепенно снижается по направлению к установочному кольцу. Технический результат заключается в увеличении добычи нефти и повышении дебита скважины. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

Группа изобретений относится к добыче текучих углеводородов из подземных скважин с высоким содержанием газовой фракции и значительными объемами жидкости. Технический результат – повышение эффективности добычи. По способу устанавливают скважинную насосную систему внутри скважинного ствола. Эта система содержит двигатель, устройство для обработки текучей среды, приводимое в действие указанным двигателем, и сенсорный модуль. Присоединяют указанный двигатель к приводу с регулируемой скоростью, расположенному на поверхности. Измеряют первое соотношения газа и жидкости в текучих углеводородах посредством сенсорного модуля. Обеспечивают выдачу сигнала, представляющего первое соотношение газа и жидкости в текучих углеводородах, на привод с регулируемой скоростью. Подают электрический ток от указанного привода к указанному двигателю для обеспечения работы двигателя с первой скоростью вращения. Измеряют второе соотношение газа и жидкости в текучих углеводородах посредством сенсорного модуля. Указанное второе соотношение превышает первое соотношение газа и жидкости. Обеспечивают выдачу сигнала, представляющего второе соотношение газа и жидкости в текучих углеводородах, на привод с регулируемой скоростью. Подают электрический ток от указанного привода к указанному двигателю для обеспечения работы двигателя со второй скоростью вращения, превышающей первую скорость вращения. Используемое устройство для обработки текучей среды выполняют с сопловой ступенью, содержащей камеру и измерительный элемент внутри указанной камеры. Упомянутый элемент выполняют в форме усеченного конуса с возможностью осевого перемещения с изменением площади открытого поперечного сечения в зависимости от содержания жидкой фракции. 3 н. и 10 з.п. ф-лы, 10 ил.

Наверх