EA003220B1 - Насос и насосная установка для перекачки и нагнетания диоксида углерода - Google Patents
Насос и насосная установка для перекачки и нагнетания диоксида углерода Download PDFInfo
- Publication number
- EA003220B1 EA003220B1 EA200101032A EA200101032A EA003220B1 EA 003220 B1 EA003220 B1 EA 003220B1 EA 200101032 A EA200101032 A EA 200101032A EA 200101032 A EA200101032 A EA 200101032A EA 003220 B1 EA003220 B1 EA 003220B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- pump
- carbon dioxide
- motor
- gas
- casing
- Prior art date
Links
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 124
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 62
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 title claims abstract description 43
- 238000005086 pumping Methods 0.000 title claims abstract description 40
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 12
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 27
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 3
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000000956 alloy Substances 0.000 claims description 2
- 229910002804 graphite Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000010439 graphite Substances 0.000 claims description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract description 29
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 abstract description 10
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 abstract description 9
- 239000005431 greenhouse gas Substances 0.000 abstract description 4
- 239000012199 graphalloy Substances 0.000 abstract 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 11
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 8
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- GQPLMRYTRLFLPF-UHFFFAOYSA-N Nitrous Oxide Chemical compound [O-][N+]#N GQPLMRYTRLFLPF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 4
- 238000013461 design Methods 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000006837 decompression Effects 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- NNPPMTNAJDCUHE-UHFFFAOYSA-N isobutane Chemical compound CC(C)C NNPPMTNAJDCUHE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001272 nitrous oxide Substances 0.000 description 2
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 description 2
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 2
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 2
- 229920001169 thermoplastic Polymers 0.000 description 2
- 239000004416 thermosoftening plastic Substances 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- 229910001369 Brass Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 229910000975 Carbon steel Inorganic materials 0.000 description 1
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IOVCWXUNBOPUCH-UHFFFAOYSA-M Nitrite anion Chemical compound [O-]N=O IOVCWXUNBOPUCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229910000589 SAE 304 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 239000010951 brass Substances 0.000 description 1
- 239000010962 carbon steel Substances 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- HQQADJVZYDDRJT-UHFFFAOYSA-N ethene;prop-1-ene Chemical group C=C.CC=C HQQADJVZYDDRJT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 239000011152 fibreglass Substances 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 229920001973 fluoroelastomer Polymers 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 231100001261 hazardous Toxicity 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 239000001282 iso-butane Substances 0.000 description 1
- 244000005700 microbiome Species 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 238000012549 training Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
- E21B43/121—Lifting well fluids
- E21B43/128—Adaptation of pump systems with down-hole electric drives
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/164—Injecting CO2 or carbonated water
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04C—ROTARY-PISTON, OR OSCILLATING-PISTON, POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; ROTARY-PISTON, OR OSCILLATING-PISTON, POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
- F04C13/00—Adaptations of machines or pumps for special use, e.g. for extremely high pressures
- F04C13/008—Pumps for submersible use, i.e. down-hole pumping
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
- F04D13/00—Pumping installations or systems
- F04D13/02—Units comprising pumps and their driving means
- F04D13/06—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven
- F04D13/08—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven for submerged use
- F04D13/086—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven for submerged use the pump and drive motor are both submerged
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
- F04D13/00—Pumping installations or systems
- F04D13/02—Units comprising pumps and their driving means
- F04D13/06—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven
- F04D13/08—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven for submerged use
- F04D13/10—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven for submerged use adapted for use in mining bore holes
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
- Y02P90/00—Enabling technologies with a potential contribution to greenhouse gas [GHG] emissions mitigation
- Y02P90/70—Combining sequestration of CO2 and exploitation of hydrocarbons by injecting CO2 or carbonated water in oil wells
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
Abstract
В изобретении описаны насос и насосная установка для перекачки сжиженных газов, в частности для закачки диоксида углерода в нефтяной или газовый пласт, имеющая насос, двигатель и корпус, в котором они расположены. Описанные насос и насосная установка могут также быть использованы для закачки в пласт или под воду сжиженных газов, создающих парниковый эффект. В качестве насоса можно использовать скважинный электрический погружной насос.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к насосу и насосной установке, предназначенным, главным образом, для перекачки и нагнетания диоксида углерода, в частности для перекачки и нагнетания диоксида углерода в плотной фазе (сжиженного диоксида углерода) в нефтяные или газовые пласты. Предлагаемые в изобретении насос и насосная установка могут быть использованы также для закачки под землю или под воду газов, создающих парниковый эффект, таких как диоксид углерода, метан, закись азота или хлорфторозамещенные углеводороды, которые могут существовать в сжиженном виде. Изобретение можно также использовать и для перекачки любого газа, который может существовать в сжиженном виде.
Предпосылки создания изобретения
Вопреки распространенному мнению, Соединенные Штаты Америки все еще обладают огромными запасами нефти. Даже сейчас в нефтяных месторождениях страны остается в 2 раза больше нефти, чем она добыла более чем за 135 лет существования в ней нефтяной индустрии. На каждый баррель добытой к настоящему времени нефти приходится 2 барреля оставшейся. Нефтяной промышленности США, которая уже добыла почти 160 миллиардов баррелей, еще предстоит добыть около 350 миллиардов баррелей, но уже по новой усовершенствованной технологии нефтедобычи. Однако добыча большей части оставшейся нефти связана со значительными трудностями. Расположенная в сложных геологических структурах и не поддающаяся добыче традиционными методами нефть все еще остается недоступной.
В настоящее время существует множество новых способов увеличения добычи нефти или газа из месторождений. К ним относятся, в частности, способы, основанные на нагнетании в пласт пара, диоксида углерода и/или азота, воды с химическими реагентами типа полимеров, поверхностно-активных веществ и щелочей, а также на использовании микроорганизмов для образования под землей газов или химических реагентов, повышающих подвижность остающейся в пласте нефти. Одним из наиболее распространенных новых способов добычи, применяемых на месторождениях в зоне крупного месторождения Ретт1ап Βαδίη на западе штата Техас и юго-востоке штата Нью-Мексико, является заводнение пласта или нагнетание в него диоксида углерода (СО2). Нагнетание в пласт диоксида углерода относится к числу наиболее перспективных для Соединенных Штатов способов интенсификации нефтедобычи, поскольку при этом используется имеющийся в изобилии природный диоксид углерода. При нагнетании диоксида углерода СО2 (используемого в качестве смешивающейся с нефтью заводняющей жидкости) в пласт под давлением выше мини мального давления смешивания газообразный диоксид углерода действует как растворитель. СО2 поглощает легкие углеводородные фракции нефти, увеличивает общий объем и уменьшает вязкость нефти, повышая ее текучесть. Если месторождение уже подверглось заводнению, то его заводнение в третий раз потоком СО2 обычно увеличивает нефтедобычу на 8-16% от первоначальной. Если же при вторичной добыче нефти вместо воды в пласт закачивать СО2, то прирост нефтедобычи может быть увеличен до 40%.
Обычно процесс нагнетания СО2 предполагает закачку в пласт СО2 под давлением в трубопроводе, создаваемым обычно используемым для этого оборудованием. Если давление в трубопроводе недостаточно для закачки СО2 в пласт, то давление СО2 повышают специальным насосом. Существующая технология нагнетания сжиженного СО2 в пласт путем повышения его давления предполагает применение многоступенчатых центробежных или поршневых насосов с дорогими двойными механическими уплотнениями, а также системами масляных затворов высокого давления и системами для охлаждения используемого для создания уплотнений масла. Существующие насосные установки такого типа, как правило, изготавливаются по специальному заказу и монтируются в больших специально построенных для этого помещениях. Стоимость таких установок достаточно высока, они занимают большую площадь, сложны по конструкции, требуют значительных эксплуатационных расходов и в настоящее время настолько изношены, что нуждаются в капитальном ремонте или замене. Именно этими причинами и объясняется необходимость в создании усовершенствованных насоса и насосной установки для перекачки и нагнетания СО2.
Краткое изложение сущности изобретения
Настоящее изобретение относится к насосу и насосной установке для перекачки и нагнетания сжиженного диоксида углерода в нефтяной или газовый пласт и для закачки в пласт или под воду сжиженных газов, создающих парниковый эффект, таких как диоксид углерода, метан, закись азота или хлорфторозамещенные углеводороды.
В одном из вариантов изобретения предлагается установка для повышения давления диоксида углерода или любого другого сжиженного газа, имеющая скважинный электрический насос, двигатель и корпус, в котором они расположены. Установка имеет источник энергии и как минимум один силовой кабель, соединяющий двигатель с источником энергии. В другом варианте изобретения предлагается способ перекачки и нагнетания сжиженного газа, заключающийся в том, что корпус установки встраивают в существующий трубопровод соединением выпускного фланца и впускного фланца трубопровода с противоположными фланцами (со ответственно впускным и выпускным) корпуса. Газ, который перекачивают внутри корпуса насосом с двигателем, может быть сжиженным диоксидом углерода или любым сжиженным газом, создающим парниковый эффект.
Помимо других преимуществ, предлагаемая в изобретении установка не требует использования дорогих механических уплотнений или необходимых для этого масляных затворов, не требует для ее монтажа больших помещений, ее можно легко и без больших затрат поддерживать в рабочем состоянии, ремонтировать и при необходимости заменить.
Приведенное выше краткое изложение сущности изобретения дает общее представление об его особенностях и технических преимуществах и поэтому позволяет достаточно просто понять приведенное ниже подробное описание изобретения. В этом описании рассмотрены дополнительные особенности и преимущества изобретения, составляющие объект изобретения. Основная идея изобретения и описанный ниже вариант его возможного выполнения могут послужить специалистам основой для модификации и создания других конструкций, предназначенных для тех же целей, что и настоящее изобретение. При этом следует учитывать, что все такие модернизированные конструкции не должны нарушать основной идеи изобретения и не должны выходить за его объем, определяемый приведенной ниже формулой изобретения.
Краткое описание чертежей
Прилагаемые к описанию чертежи, являющиеся неотъемлемой частью заявки, иллюстрируют возможные варианты выполнения настоящего изобретения и вместе с описанием позволяют лучше понять основные принципы изобретения. На прилагаемых к описанию чертежах, в частности, показано на фиг. 1 - вид спереди предлагаемой в изобретении насосной установки в рабочем состоянии, на фиг. 2 - продольный разрез насосной установки по фиг. 1 с изображением ее основных частей и на фиг. 3 - продольный разрез с более подробным изображением части предлагаемой в изобретении насосной установки.
Следует отметить, что на перечисленных выше чертежах показаны лишь типичные варианты выполнения изобретения, и поэтому их не следует рассматривать как ограничивающие объем изобретения, которое допускает возможность выполнения и других равнозначных вариантов.
Предпочтительный вариант выполнения изобретения
Настоящее изобретение относится к насосу и насосной установке для перекачки и нагнетания сжиженного или находящегося в надкритическом состоянии диоксида углерода в нефтяной или газовый пласт. В общем случае установка имеет скважинный погружной насос и соответствующий двигатель, помещенные в корпус, который встроен в существующий находящийся на поверхности трубопровод или трубопроводную систему перекачки СО2. К преимуществам изобретения относится, в частности, применение погружного электрического насоса, исключающего необходимость использования сложных механических уплотнений или необходимых для этого масляных затворов.
На фиг. 1 в виде спереди в рабочем состоянии показана предлагаемая в изобретении насосная установка 10. Насосная установка 10 имеет корпус 20, соосно встроенный в существующий трубопровод, который состоит из частично показанных на чертеже впускной трубы 70 и выпускной трубы 60. Корпус 20 имеет фланцы 22 и 24, которыми он присоединен (с помощью болтов и гаек) соответственно к фланцу 62 выпускной трубы и фланцу 74 впускной трубы. Корпус и фланцы можно изготовить из любого материала, способного выдержать условия эксплуатации предлагаемой в изобретении установки, например из металла, стекловолокна, пластика или из модифицированных композиционных материалов, пропитанных эпоксидной смолой, упрочненных высокопрочными волокнами низкой плотности и имеющих термопластичное покрытие. Поток перекачиваемого насосной установкой 10 газа можно перекрыть одним или несколькими вентилями (не показаны), установленными на трубах 70 и 60 за насосом или перед ним.
Хотя в этом и нет особой необходимости, тем не менее корпус 20 можно установить на одну или несколько подставок 31 и 33, надежно закрепленных в земле. Корпус 20 можно закрепить на подставке 31 и 33 П-образными охватывающими его хомутами 35 с держателями 37. Побразные хомуты 35 и держатели 37 можно затянуть вокруг корпуса 20 навернутыми на резьбовые стержни хомутов гайками или какимлибо иным обычным способом. Показанная на фиг. 1 подставка 31 имеет большую высоту, чем подставка 33, и поэтому корпус оказывается несколько наклоненным к горизонтали (под углом примерно 15°), однако, насосная установка или корпус могут быть расположены и горизонтально, и вертикально или в любом промежуточном положении в зависимости от положения существующего трубопровода.
На показанном на фиг. 2 продольном разрезе предлагаемой в изобретении насосной установки 10 изображены ее основные детали. Насосная установка 10 имеет корпус 20 с фланцами 22 и 24, насос 40 и двигатель 50. Размеры корпуса 20 должны обеспечивать возможность размещения в нем насоса 40 и двигателя 50. Корпус 20 должен иметь, в частности, такие размеры, чтобы скорость потока СО2, обтекающего двигатель, была достаточной для поглощения выделяемого двигателем тепла (приблизительно от 1,0 до 7,0 футов/с). В рассматриваемом примере корпус 20 имеет внутренний диа метр около 5,5 дюймов и длину около 10 футов. При необходимости корпус 20 можно оснастить несколькими центровочными деталями 25, предназначенными для центрирования насоса 40 и двигателя 50 по оси внутреннего диаметра корпуса. В зависимости от конструкции корпус 20 можно присоединить к впускной и выпускной трубам различных по размерам трубопроводов. В рассматриваемом примере корпус 20 соединен с 6-дюймовой впускной трубой 70 и 2дюймовой выпускной трубой 60. Фланцы 24 и 74 выполнены в виде надеваемых на трубу и привариваемых к ней своей горловиной фланцев с рифленой торцевой поверхностью по стандарту ΆΝ8Ι 900. Фланцы 22 и 62 также выполнены в виде надеваемых на трубу и привариваемых к ней своей горловиной фланцев кольцевого типа по стандарту ΆΝ8Ι 900. Фланцы 22, 24, 62 и 74 можно выполнить в виде фланцев, надеваемых на трубу по скользящей посадке, фланцев с переходной сварной втулкой, фланцев, соединяемых с трубой внахлестку, или фланцев с привариваемой к трубе горловиной. Надеваемые на трубу и привариваемые к ней фланцы 22 и 62 кольцевого типа используются в данном варианте для соединения с трубопроводом выпускного конца корпуса насоса, облегчая центрирование с трубопроводом собранных друг с другом насоса и двигателя.
В качестве насоса 40 можно использовать любой скважинный погружной электрический насос достаточного размера, способный создавать внутри корпуса 20 необходимое давление. Обычно такие насосы применяют для перекачки воды, нефти и других жидкостей в погруженном в скважину виде, однако, в установке, предлагаемой в изобретении, такой насос 40 расположен на поверхности и используется для перекачки и нагнетания сжиженного СО2. В отличие от других насосов, таких как центробежные насосы, турбонасосы, поршневые или шестеренчатые насосы, которые имеют одиночные, сдвоенные и даже строенные механические уплотнения, скважинный погружной электрический насос не требует таких достаточно дорогих уплотнений. В рассматриваемом примере насос 40 с наружным диаметром около 4 дюймов и длиной около 4,3 фута имеет 35 ступеней давления и может перекачивать приблизительно 1300 баррелей в день (приблизительно 3250 тысяч куб.футов сжиженного СО2 в зависимости от его чистоты и температуры) при избыточном давлении в 270 фунтов/кв.дюйм.
В качестве двигателя 50 можно использовать любой двигатель, рассчитанный на работу с соответствующим напряжением и обладающий достаточной мощностью для привода расположенного внутри корпуса насоса. В зависимости от конкретных условий двигатель мощностью от 1 до 300 л.с. можно подключить к сети напряжением от 100 до 2500 В. В рассматриваемом примере двигатель 50 имеет мощность, равную 10 л.с., работает от сети напряжением 460 В и имеет размеры 3,75 дюйма по наружному диаметру и 3,85 фута длиной.
Решение проблем, связанных с декомпрессией сжиженного газа и возможностью взрыва, требует исключительно тщательного подхода к выбору эластомерных элементов уплотняющих колец круглого сечения и уплотнений, используемых в насосе 40 и двигателе 50. Эти проблемы возникают в тех случаях, когда находящийся под высоким давлением сжиженный СО2 пропитывает эластомеры. При внезапном падении давления до испарения СО2 эластомер остается пропитанным сжиженным газом. В результате возникает так называемая взрывная декомпрессия. В используемом в предлагаемой установке насосе используются кольца круглого сечения из фторкаучука (ЛРЬЛ§) с твердостью по Шору 80±5, изготавливаемые фирмой 8еа1§ ЕаЛсгп. 1пс., Ред Банк, шт. Нью-Джерси. В двигателе использованы стандартные эластомерные уплотнения из материалов, выпускаемые фирмой РгапИш Е1ес1пс, Блаффтон, шт. Индиана. Силовые кабели, по которым на двигатель подается напряжение, имеют наружную изоляцию из нитритного каучука (Рагасгй) и этиленпропиленовый (СКЭПТ) сердечник и также изготавливаются фирмой РгапкПп Е1ес1пс.
Напряжение на двигатель 50 подается по одному или нескольким силовым кабелям 82, проходящим от двигателя 50 к источнику энергии через предусмотренный во фланце 62 ввод 86. Силовые кабели 82 можно защитить арматурой различного типа, например показанной на чертеже трубой 84. В предлагаемой установке можно использовать различные кабели, пригодные для работы в данных условиях. В рассматриваемом примере напряжение на двигатель 50 подается по трем отдельным силовым кабелям длиной около 12,5 фута, которые проходят к источнику энергии через ввод 88 высокого давления. Для заземления предлагаемой установки можно использовать отдельный кабель 89.
На фиг. 3 показан продольный разрез части предлагаемой в изобретении установки с более подробным изображением ее отдельных деталей. Для уплотнения отверстия, через которое силовые кабели проходят внутрь корпуса, и предотвращения возможной утечки сжиженного СО2 из корпуса в атмосферу в предлагаемой установке использовано герметичное вводное электрическое устройство 86 и 88. Это устройство имеет металлический корпус, изготовленный из углеродистой или нержавеющей стали марки 304 либо нержавеющей стали марки 316. Втулку 86 вводного устройства можно соединить на резьбе или приварить к выпускному фланцу 62 насоса. Другая втулка 88 вводного устройства крепится к втулке 86 накидной гайкой с внутренней резьбой, навинчивающейся на наружную резьбу втулки 86. Во избежание утечки сжиженного СО2 через соединенные друг с другом втулки 86 и 88 используется уплотнительное кольцо круглого сечения и трубная резьба. Для этой же цели (т.е. для предотвращения утечки сжиженного СО2 через зазор вокруг силовых кабелей 82) используется эластомерный колпачок и двухкомпонентная эпоксидная смола, которая не пропитывается СО2. Электрическое вводное устройство такого типа разработано и изготавливается фирмой БЕТ 8ук1етк. 1пс., Хьюстон, шт. Техас.
Диоксид углерода, используемый в соответствии с изобретением для вторичной или третичной добычи нефти, может быть получен по контрактам с поставщиками СО2, добыт из месторождения или выделен из природного газа. В ограниченных объемах СО2 можно доставлять из основных источников к месту добычи грузовиками-нефтевозами или железнодорожными цистернами. Газ, перевозимый из одного места в другое таким способом, обычно находится под избыточным (манометрическим) давлением около 300 фунтов/кв.дюйм при температуре 0°Е (в сжиженном виде). Транспортировка больших объемов газа, находящегося, как правило, под давлением выше критического давления СО2, производится по трубопроводам. Как показывает практика, для эффективного и экономичного нагнетания СО2 в пласт последний должен быть достаточно большим - с начальным содержанием нефти свыше 5 млн баррелей - и иметь не менее 10 работающих скважин. Месторождение должно также быть расположено в зоне с существующей инфраструктурой источников СО2 и распределительных трубопроводов. Давление, требуемое для нагнетания СО2 в пласт, может быть различным в зависимости от конкретного места, поскольку величина (манометрического) давления, при котором газ растворяется в нефти, колеблется в пределах от 1100 до 5000 фунтов/кв.дюйм. Это давление, помимо всего прочего, зависит от глубины залегания пласта и от типа горной породы. Если необходимая для закачки величина давления невысока, то нагнетание может быть произведено непосредственно из трубопровода, а если требуется более высокое давление, то оно должно быть повышено непосредственно на месте работ.
В рассматриваемом примере (манометрическое) давление диоксида углерода в трубопроводе колеблется от 1750 до 1910 фунтов/кв.дюйм и зависит от давления СО2 на выходе добывающей скважины и от объема потребления СО2 другими пользователями трубопровода. В рассматриваемом примере из-за характеристик пласта перед нагнетанием в него диоксида углерода его давление необходимо было повысить до 2160 фунтов/кв.дюйм. Анализ буровых журналов, образцов керна, карт, данных о добыче, истории освоения скважины, истории заводнения и других имеющихся данных может, как очевидно, указать на необходимость работы и при другом давлении.
Предлагаемая в изобретении установка для перекачки и нагнетания СО2 обладает многими преимуществами по сравнению с известными установками, в частности более низкой стоимостью, простотой и легкостью эксплуатации, приобретения и доставки, применимостью в окружающей среде, безопасностью и легкостью монтажа. Так, например, стоимость монтажа используемого в предлагаемой установке насоса, повышающего давление СО2, приблизительно на 200000 долларов меньше, чем стоимость монтажа типовой промышленной установки. Автономный узел насос-двигатель не требует технического обслуживания и специального обучения обслуживающего персонала для его нормальной эксплуатации. В качестве всех элементов насоса для перекачки и нагнетания СО2 могут быть использованы стандартные изделия, которые можно легко и быстро приобрести. Насос для перекачки и нагнетания СО2 может быть готов к отправке через 2 недели после оформления заказа, в то время как для изготовления типовой промышленной установки подобного типа требуется затратить как минимум 26 недель. Замену всей предлагаемой в изобретении насосной установки можно произвести за 48 ч или даже быстрее. Благодаря отсутствию внешних уплотнений с помощью насоса такого типа, кроме сжиженного диоксида углерода, можно перекачивать и другие жидкости, представляющие опасность для окружающей среды, а также любые газы, присутствующие в сжиженном виде. Кроме того, такой насос может создавать более высокое давление по сравнению с другими насосами без уплотнений, в частности с насосами с электромагнитными муфтами. Предлагаемый для использования насос для повышения давления (бустерный насос) обладает повышенной безопасностью. Благодаря отсутствию внешних уплотнений опасность, вызванная возможными утечками газа через уплотнения, сведена к минимуму. Время, требуемое для монтажа насоса такого типа, который собирается простым болтовым соединением фланцев и не требует точной центровки на месте, значительно меньше, чем время монтажа существующих установок. Для надежной эксплуатации других насосных установок необходимо на месте обеспечить соосность двигателя и насоса. Еще одно преимущество предлагаемого насоса состоит в том, что он может быть установлен вертикально и не требует для установки такого же большого места, как существующее насосное оборудование.
Приведенный ниже пример иллюстрирует область возможного применения предлагаемой в изобретении насосной установки. Этот пример может служить своего рода инструкцией для специалистов и не должен рассматриваться как ограничивающий объем изобретения, определяемый его формулой.
Пример.
Насос для перекачки и нагнетания диоксида углерода, выполненный по настоящему изобретению, использовался на установке δοιιΐΐι Маккои С1еагГогк Ипй компании ЛИига Еиегду Ыб. (совместное предприятие Атосо Согрогаίίοη и 8йе11 Об Сотрапу) в округе батек, шт. Техас. Для повторной закачки СО2 в пласт с целью увеличения нефтедобычи компании А11ига Еиегду требовалось повысить давление в трубопроводе СО2, проложенном к месту обработки от ближайшей газогенераторной станции.
Ниже приведен состав исходного СО2.
| Компонент | Мол.% | Об.% | Мас.% |
| Азот (Ν2) | 0,479 | 0,303 | 0,326 |
| Диоксид углерода (СО2) | 87,873 | 86,333 | 93,887 |
| Метан (С1) | 8,185 | 7,997 | 3,188 |
| Этан (С2) | 3,350 | 5,165 | 2,446 |
| Пропан (С3) | 0,022 | 0,035 | 0,024 |
| Изобутан (1С4) | 0,024 | 0,045 | 0,034 |
| н-Бутан (иС4) | 0,067 | 0,122 | 0,095 |
Ниже указаны другие характеристики исходного СО2, параметры всасывания существующего насоса и другие физические параметры, относящиеся к данному примеру:
а) избыточное (манометрическое) давление на входе насоса (фунты/кв.дюйм): 1835,
б) диапазон температуры СО2 (градусы по Фаренгейту): от приблизительно +40 (зимой) до приблизительно +80 (летом),
в) плотность СО2 (фунты/куб.фут): см. приведенную ниже таблицу,
г) удельный вес при 60°Е: 0,7522,
д) молекулярная масса: 41,190,
е) производительность: 3,5 млн стандартных куб.футов СО2 указанного выше состава в день (или приблизительно 1225 баррелей/день).
Ниже указаны термодинамические свойства исходного СО2 при различных давлениях.
Термодинамические свойства при абсолютном давлении Р, равном 1800,000 фунтов/кв.дюйм (состав газа: Ν2 0,0048, СО2 0,8787, С1 0,0819, С2 0,0335, С3 0,0002, 1С4 0,0002, С4 0,00007):
| Температура, °Е | Ζ | Плотность, фунт/куб.фут | Энтальпия, БТЕ/фунт | Энтропия, БТЕ/фунт-Е | С БТЕ/фунт-Е | Ср/Су |
| 40,000 | 0,27027 | 51,15966 | -3829,76 | 0,824 | 0,5649 | 2,5175 |
| 50,000 | 0,27529 | 49,24180 | -3823,90 | 0,836 | 0,5934 | 2,6339 |
| 60,000 | 0,28212 | 47,12495 | -3817,72 | 0,848 | 0,6797 | 2,7795 |
| 70,000 | 0,29147 | 44,75120 | -3811,12 | 0,861 | 0,6780 | 2,9720 |
| 80,000 | 0,30457 | 42,03296 | -3803,93 | 0,874 | 0,7453 | 3,2418 |
Примечание: БТЕ означает британские тепловые единицы.
Термодинамические свойства при абсолютном давлении Р, равном 1850,000 фунтов/кв.дюйм (состав газа: Ν2 0,0048, СО2 0,8787, С! 0,0819, С2
0,0335, С3 0,0002, 1С4 0,0002, С4 0,00007):
| Температура, °Е | Ζ | Плотность, фунт/куб.фут | Энтальпия, БТЕ/фунт | Энтропия, БТЕ/фунт-Е | Ср, БТЕ/фунт-Е | Ср/Су |
| 40,000 | 0,27685 | 51,33156 | -3829,89 | 0,824 | 0,5598 | 2,4980 |
| 50,000 | 0,28173 | 49,45156 | -3824,10 | 0,835 | 0,5865 | 2,6079 |
| 60,000 | 0,28835 | 47,38713 | -3817,99 | 0,847 | 0,6200 | 2,7430 |
| 70,000 | 0,29732 | 45,08913 | -3811,51 | 0,860 | 0,6635 | 2,9174 |
| 80,000 | 0,30969 | 42,48584 | -3804,50 | 0,873 | 0,7224 | 3,1545 |
Термодинамические свойства при абсолютном давлении Р, равном 1900,000 фунтов/кв.дюйм (состав газа: Ν2 0,0048, СО2 0,8787, С1 0,0819, С2
0,0335, С3 0,0002, 1С4 0,0002, С4 0,00007):
| Температура, °Е | Ζ | Плотность, фунт/куб.фут | Энтальпия, БТЕ/фунт | Энтропия, БТЕ/фунт-Е | Ср, р БТЕ/фунт-Е | Ср/Су |
| 40,000 | 0,28341 | 51,49877 | -3830,02 | 0,823 | 0,5550 | 2,4796 |
| 50,000 | 0,28817 | 49,65425 | -3824,28 | 0,835 | 0,5801 | 2,5836 |
| 60,000 | 0,29458 | 47,63822 | -3818,25 | 0,846 | 0,6110 | 2,7094 |
| 70,000 | 0,30321 | 45,40870 | -3811,86 | 0,858 | 0,6505 | 2,8685 |
| 80,000 | 0,31495 | 42,90638 | -3805,02 | 0,871 | 0,7025 | 3,0791 |
Термодинамические свойства при абсолютном давлении Р, равном 2100,000 фунтов/кв.дюйм (состав газа: Ν2 0,0048, СО2 0,8787, С1 0,0819, С2
0,0335, С3 0,0002, 1С4 0,0002, С4 0,00007):
| Температура, °Е | Ζ | Плотность, фунт/куб.фут | Энтальпия, БТЕ/фунт | Энтропия, БТЕ/фунт-Е | Ср, БТЕ/фунт-Е | Ср/Су |
| 40,000 | 0,30947 | 52,12595 | -3830,48 | 0,821 | 0,5383 | 2,4140 |
| 50,000 | 0,31376 | 50,40409 | -3824,91 | 0,832 | 0,5581 | 2,4993 |
| 60,000 | 0,31947 | 48,55017 | -3819,13 | 0,843 | 0,5815 | 2,5977 |
| 70,000 | 0,32698 | 46,54063 | -3813,09 | 0,855 | 0,6096 | 2,7139 |
| 80,000 | 0,33680 | 44,34581 | -3806,72 | 0,867 | 0,6438 | 2,8554 |
В данном примере для перекачки и нагнетания диоксида углерода использовали скважинный погружной электрический насос марки И1400 с 35 ступенями давления, изготавливаемый фирмой ЯЕИА (Сатсо 1п1ета!опа1 Сотрапу), Мидленд, шт. Техас. Для привода насоса использовали двигатель серии ΡΝ4, 10 л.с., 460 В, высокотемпературный, предназначенный для работы с насосом высокого давления в скважинах и изготавливаемый фирмой Ргаик1т Е1ес1г1с Сотрапу, 1пс., Блаффтон, шт. Индиана. Насос и двигатель были доработаны с целью применения в качестве опоры насоса латунного вкладыша и подшипников из графитосодержащего сплава и установки термопластичной центрирующей втулки непосредственно за всасывающим отверстием насоса. Наличие этой центрирующей втулки позволило сократить длину не имеющего опоры участка узла насос-двигатель с 8 до 4 футов. Центрирующая втулка также уменьшила прогиб в месте соединения насоса с двигателем, что, в свою очередь, позволило увеличить срок службы уплотнений и подшипников насоса и двигателя. Для предотвращения просачивания СО2 фирмой ЕРТ Зуйету 1пс., Хьюстон, шт. Техас, был специально разработан герметичный электрический ввод кабелей для питания двигателя. Для перекачки и нагнетания СО2 фирма В&М Тоо1 Сотрапу, Мидленд, шт. Техас, изготовила специальное выпускное концевое соединение 62 бустерного насоса. Для изготовления этого концевого соединения был использован материал марки 4130. Корпус насоса, который был изготовлен фирмой ΙΡΝ 8егисе Сотрапу, Денвер-Сити, шт. Техас, имел наружную оболочку из 6-дюймовой бесшовной трубы (8сйеби1е 120 А106 Сгабе В), 6-дюймовый нормализованный (А105) насаженный на трубу и приваренный к ней фланец с рельефной поверхностью из кованой стали с расточкой (8сйеби1е 120) для всасывающего фланца и 6-дюймовый нормализованный (А105) насаженный на трубу и приваренный к ней фланец с втулкой из кованой стали с расточкой (8сйеби1е 120) для нагнетательного фланца.
Насос для перекачки и нагнетания СО2 был испытан для перекачиваемого по замкнутому контуру СО2 при избыточном (манометрическом) давлении 1910 фунтов/кв.дюйм на входе и давлении на выходе в пределах от 2060 до 2200 фунтов/кв. дюйм. Насос перекачивал приблизительно 1300 баррелей СО2 в день в течение 344 дней. Общее количество сжиженного СО2, прошедшее через насос за 344 дня, составило 1,09 млрд куб. футов.
Подробное описание настоящего изобретения и его преимуществ не исключает возмож ности внесения в рассмотренный вариант различных изменений, замен и доработок, которые, однако, не должны нарушать основной идеи изобретения и должны оставаться в пределах его объема, определяемого приведенной ниже формулой изобретения.
Claims (13)
1. Установка для повышения давления сжиженного диоксида углерода или любого другого сжиженного газа, имеющая насос с эластомерными уплотнениями, не пропитывающимися диоксидом углерода, двигатель с эластомерными уплотнениями, не пропитывающимися диоксидом углерода, и корпус, в котором расположены насос и двигатель.
2. Установка по п.1, имеющая также источник питания.
3. Установка по п.2, имеющая также, по крайней мере, один силовой кабель, соединяющий двигатель с источником питания.
4. Установка по п.1, в которой в качестве насоса используется скважинный электрический погружной насос.
5. Способ перекачки сжиженного газа, при осуществлении которого в существующий трубопровод, который имеет впускной и выпускной фланцы, встраивают корпус, имеющий противоположные фланцы, которыми он соединяется с выпускным и впускным фланцами трубопровода, а также насос и двигатель, предназначенные для повышения давления газа, которые имеют эластомерные уплотнения, не пропитывающиеся диоксидом углерода.
6. Способ по п.5, в котором перекачиваемый газ представляет собой диоксид углерода.
7. Способ по п.5, в котором перекачиваемый газ представляет собой газ, создающий парниковый эффект.
8. Установка для повышения давления диоксида углерода или любого другого сжиженного газа, имеющая корпус, встроенный в существующий трубопровод, скважинный электрический насос, расположенный в этом корпусе и имеющий эластомерные уплотнения, не пропитывающиеся диоксидом углерода, и двигатель, который также расположен в корпусе, соединен с насосом и имеет эластомерные уплотнения, не пропитывающиеся диоксидом углерода.
9. Установка по п.8, имеющая также источник питания.
10. Установка по п.9, имеющая также, по крайней мере, один силовой кабель, соединяющий двигатель с источником питания.
11. Установка по п.1, в которой насос имеет подшипники, изготовленные из графитосодержащего сплава.
12. Установка по п.3, в которой силовой кабель имеет эластомерные уплотнения, не пропитывающиеся диоксидом углерода.
13. Установка по п.10, в которой силовой кабель имеет эластомерные уплотнения, не пропитывающиеся диоксидом углерода.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US09/296,683 US6224355B1 (en) | 1999-04-20 | 1999-04-20 | Carbon dioxide pump and pumping system |
| PCT/US2000/010178 WO2000063529A1 (en) | 1999-04-20 | 2000-04-14 | Carbon dioxide pump and pumping system |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200101032A1 EA200101032A1 (ru) | 2002-04-25 |
| EA003220B1 true EA003220B1 (ru) | 2003-02-27 |
Family
ID=23143085
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200101032A EA003220B1 (ru) | 1999-04-20 | 2000-04-14 | Насос и насосная установка для перекачки и нагнетания диоксида углерода |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US6224355B1 (ru) |
| EP (1) | EP1171686A1 (ru) |
| AU (1) | AU4462100A (ru) |
| BR (1) | BR0009938A (ru) |
| EA (1) | EA003220B1 (ru) |
| EC (1) | ECSP014159A (ru) |
| MX (1) | MXPA01010657A (ru) |
| WO (1) | WO2000063529A1 (ru) |
Families Citing this family (24)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2416390B (en) * | 2004-07-16 | 2006-07-26 | Statoil Asa | LCD Offshore Transport System |
| US20070086906A1 (en) | 2005-10-14 | 2007-04-19 | Wayne Horley | Surface pump assembly |
| US20070259236A1 (en) * | 2006-05-03 | 2007-11-08 | Lang Christopher M | Anionic fuel cells, hybrid fuel cells, and methods of fabrication thereof |
| JP2010502860A (ja) | 2006-09-01 | 2010-01-28 | テラワット ホールディングス コーポレーション | 深地下貯留槽内に分離された温室効果ガスを貯蔵する方法 |
| NO326642B1 (no) * | 2007-04-03 | 2009-01-26 | Statoil Asa | Rorledning for transport av gass |
| US8774972B2 (en) * | 2007-05-14 | 2014-07-08 | Flowserve Management Company | Intelligent pump system |
| US20080296848A1 (en) * | 2007-06-01 | 2008-12-04 | Taylor Innovations, L.L.C. | Annular sealing member with enhanced hoop strength |
| US20090252845A1 (en) * | 2008-04-03 | 2009-10-08 | Southwick Kenneth J | Collider chamber apparatus and method of use |
| US20100028736A1 (en) * | 2008-08-01 | 2010-02-04 | Georgia Tech Research Corporation | Hybrid Ionomer Electrochemical Devices |
| US8382457B2 (en) * | 2008-11-10 | 2013-02-26 | Schlumberger Technology Corporation | Subsea pumping system |
| US20100187320A1 (en) * | 2009-01-29 | 2010-07-29 | Southwick Kenneth J | Methods and systems for recovering and redistributing heat |
| US20110194904A1 (en) * | 2009-06-26 | 2011-08-11 | Accessible Technologies, Inc. | Controlled Inlet of Compressor for Pneumatic Conveying System |
| DE102009031309A1 (de) | 2009-06-30 | 2011-01-05 | Ksb Aktiengesellschaft | Verfahren zur Förderung von Fluiden mit Kreiselpumpen |
| WO2011044466A1 (en) * | 2009-10-09 | 2011-04-14 | Transkinetic Energy Corporation | Methods of and systems for improving the operation of electric motor driven equipment |
| NO337537B1 (no) * | 2010-09-29 | 2016-05-02 | Statoil Petroleum As | Fremgangsmåter for å føre inn karbondioksid (CO2) i underjordiske geologiske formasjoner for permanent lagring i disse. |
| EP2790886B1 (en) | 2011-12-15 | 2016-04-20 | Trinseo Europe GmbH | Dynamic mixing pump |
| RU2493542C1 (ru) * | 2012-03-29 | 2013-09-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Самарский государственный архитектурно-строительный университет" (СГАСУ) | Автоматизированная информационная система для управления насосно-трубопроводным комплексом с вертикальными электроцентробежными насосами для откачки канализационных сточных вод |
| US9458707B2 (en) * | 2012-12-03 | 2016-10-04 | Dow Global Technologies Llc | Injection system for enhanced oil recovery |
| US9484784B2 (en) * | 2013-01-07 | 2016-11-01 | Henry Research And Development, Llc | Electric motor systems and methods |
| US9410630B1 (en) | 2013-05-06 | 2016-08-09 | Taylor Innovations Llc | Sealing member for use in non-simmering clean service relief valve |
| US10273791B2 (en) | 2015-11-02 | 2019-04-30 | General Electric Company | Control system for a CO2 fracking system and related system and method |
| RU176789U1 (ru) * | 2016-11-17 | 2018-01-29 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь" | Кустовая дожимная мультифазная насосная установка |
| EP3686436A1 (en) | 2019-07-31 | 2020-07-29 | Sulzer Management AG | Multistage pump and subsea pumping arrangement |
| RU205411U1 (ru) * | 2021-04-05 | 2021-07-13 | Александр Семенович Дубовик | Насосная установка |
Family Cites Families (30)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3853430A (en) * | 1972-08-08 | 1974-12-10 | Trw Inc | Cable-suspended, liner-supported submersible pump installation with locking discharge head |
| US3969043A (en) | 1974-01-04 | 1976-07-13 | Little Giant Corporation | Process cooled submersible pump and motor assembly |
| US4010392A (en) | 1975-01-20 | 1977-03-01 | Alexandr Antonovich Bogdanov | Submersible motor |
| US4378047A (en) * | 1979-02-26 | 1983-03-29 | Elliott Guy R B | Device for in situ recovery of gaseous hydrocarbons and steam |
| US4250965A (en) | 1979-03-16 | 1981-02-17 | Wiseman Jr Ben W | Well treating method |
| US4212354A (en) * | 1979-03-19 | 1980-07-15 | Service Fracturing Company and Airry, Inc. | Method for injecting carbon dioxide into a well |
| US4235289A (en) | 1979-05-10 | 1980-11-25 | Mobil Oil Corporation | Method for producing carbon dioxide from subterranean formations |
| US4352636A (en) * | 1980-04-14 | 1982-10-05 | Spectra-Physics, Inc. | Dual piston pump |
| US4589486A (en) * | 1984-05-01 | 1986-05-20 | Texaco Inc. | Carbon dioxide flooding with a premixed transition zone of carbon dioxide and crude oil components |
| JPS6179879A (ja) | 1984-09-27 | 1986-04-23 | Toshiba Corp | 圧縮機 |
| US4615389A (en) | 1984-10-25 | 1986-10-07 | Shell Oil Company | Method of producing supercritical carbon dioxide from wells |
| US4631006A (en) | 1985-02-19 | 1986-12-23 | Robinair Division | Compact vacuum pump |
| US4684837A (en) | 1985-05-20 | 1987-08-04 | Franklin Electric Co., Inc. | Electric submersible motor with dual snap ring clamp |
| US4607699A (en) | 1985-06-03 | 1986-08-26 | Exxon Production Research Co. | Method for treating a tar sand reservoir to enhance petroleum production by cyclic steam stimulation |
| US4693271A (en) | 1985-10-21 | 1987-09-15 | Hargrove Benjamin F | Horizontally mounted submersible pump assembly |
| US4768888A (en) * | 1987-04-29 | 1988-09-06 | Mcneil (Ohio) Corporation | Unitary bearing member and motor incorporating the same |
| US5080169A (en) * | 1990-11-13 | 1992-01-14 | Chevron Research And Technology Company | Polysilalkylenesilane polymer useful in enhanced oil recovery using carbon dioxide flooding |
| US5193991A (en) | 1991-03-01 | 1993-03-16 | Suprex Corporation | Liquefied carbon dioxide pump |
| US5203682A (en) | 1991-09-04 | 1993-04-20 | Baker Hughes Incorporated | Inclined pressure boost pump |
| US5215448A (en) * | 1991-12-26 | 1993-06-01 | Ingersoll-Dresser Pump Company | Combined boiler feed and condensate pump |
| US5367214A (en) * | 1992-11-18 | 1994-11-22 | Turner Jr John W | Submersible motor protection apparatus |
| GB9309720D0 (en) * | 1993-05-12 | 1993-06-23 | British Nuclear Fuels Plc | Measuring fluid flow rate |
| JPH08144963A (ja) | 1994-11-25 | 1996-06-04 | Nabco Ltd | 液化ガス用ポンプ装置 |
| US5628616A (en) * | 1994-12-19 | 1997-05-13 | Camco International Inc. | Downhole pumping system for recovering liquids and gas |
| US5725054A (en) * | 1995-08-22 | 1998-03-10 | Board Of Supervisors Of Louisiana State University And Agricultural & Mechanical College | Enhancement of residual oil recovery using a mixture of nitrogen or methane diluted with carbon dioxide in a single-well injection process |
| JP2766627B2 (ja) * | 1995-10-12 | 1998-06-18 | 大晃機械工業株式会社 | 電動水没式ポンプ |
| US5660520A (en) | 1996-01-25 | 1997-08-26 | Camco International Inc. | Downhole centrifugal pump |
| US5746582A (en) * | 1996-09-23 | 1998-05-05 | Atlantic Richfield Company | Through-tubing, retrievable downhole submersible electrical pump and method of using same |
| US6082452A (en) | 1996-09-27 | 2000-07-04 | Baker Hughes, Ltd. | Oil separation and pumping systems |
| US5992517A (en) * | 1997-10-17 | 1999-11-30 | Mcanally; Charles W. | Downhole reciprocating plunger well pump system |
-
1999
- 1999-04-20 US US09/296,683 patent/US6224355B1/en not_active Expired - Lifetime
-
2000
- 2000-04-14 EA EA200101032A patent/EA003220B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2000-04-14 EP EP00926020A patent/EP1171686A1/en not_active Withdrawn
- 2000-04-14 BR BR0009938-4A patent/BR0009938A/pt not_active IP Right Cessation
- 2000-04-14 WO PCT/US2000/010178 patent/WO2000063529A1/en not_active Application Discontinuation
- 2000-04-14 MX MXPA01010657A patent/MXPA01010657A/es unknown
- 2000-04-14 AU AU44621/00A patent/AU4462100A/en not_active Abandoned
-
2001
- 2001-04-30 US US09/846,136 patent/US6609895B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2001-10-25 EC EC2001004159A patent/ECSP014159A/es unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| MXPA01010657A (es) | 2003-08-20 |
| US6224355B1 (en) | 2001-05-01 |
| US20020041807A1 (en) | 2002-04-11 |
| WO2000063529A1 (en) | 2000-10-26 |
| BR0009938A (pt) | 2002-01-08 |
| EP1171686A1 (en) | 2002-01-16 |
| ECSP014159A (es) | 2002-03-25 |
| US6609895B2 (en) | 2003-08-26 |
| EA200101032A1 (ru) | 2002-04-25 |
| AU4462100A (en) | 2000-11-02 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA003220B1 (ru) | Насос и насосная установка для перекачки и нагнетания диоксида углерода | |
| US10677380B1 (en) | Fail safe suction hose for significantly moving suction port | |
| US11261863B2 (en) | Flexible manifold for reciprocating pump | |
| US8944168B2 (en) | High pressure multistage centrifugal pump for fracturing hydrocarbon reserves | |
| US8590614B2 (en) | High pressure stimulation pump | |
| AU2011349015B2 (en) | High pressure hydrocarbon fracturing on demand method and related process | |
| RU2008141292A (ru) | Комбинированная установка подземного ремонта скважин | |
| US11512812B2 (en) | Underground hydrogen storage vessel | |
| US20200362971A1 (en) | Pump Fluid End With Positional Indifference For Maintenance | |
| US20140246167A1 (en) | Systems and Methods for Processing Geothermal Liquid Natural Gas (LNG) | |
| US20200362851A1 (en) | Flexible Manifold for Reciprocating Pump | |
| RU196510U1 (ru) | Насосная установка | |
| US6779608B2 (en) | Surface pump assembly | |
| US11965503B2 (en) | Flexible manifold for reciprocating pump | |
| US11125237B1 (en) | Dry pump boosting system | |
| AU2017335756A1 (en) | Pipeline booster pump system for promoting fluid flow | |
| CN108474245A (zh) | 将室构造成串联或并联构造的具有外部端口的模块化密封区段 | |
| Ehsani | Onsite manufacturing and applications of FRP pipes | |
| Verbitsky et al. | Analyzing Efficiency of Joint Operation of Gas Separator and Screw Pump on High-viscosity Gas-liquid Mixture | |
| WO2021086224A1 (ru) | Насосная установка | |
| Schmitz | High density polyethylene liners for high temperature and gaseous applications | |
| Vorheis | Surge Protection of a Wellfield Pipeline System through Hardening and Risk Analysis | |
| OA17509A (en) | High pressure multistage centrifugal pump for fracturing hydrocarbon reserves. | |
| Włodek et al. | Technical and economic issues of offshore pipeline carbon dioxide transportation | |
| OA17501A (en) | High pressure hydrocarbon fracturing on demand method and related processes. |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM RU |