Узел скважинного насоса и способ извлечения скважинных текучих сред

005884 Область техники, к которой относится изобретение Настоящее изобретение относится к скважинному инструменту. В частности, но не исключительно,настоящее изобретение относится к узлу скважинного насоса, скважинному инструменту, включающему узел скважинного насоса, скважине, включающей узел скважинного насоса, и к способу извлечения скважинных текучих сред. Предшествующий уровень техники В области бурения нефтяных и газовых скважин иногда необходимо пользоваться способами искусственного подъема для извлечения пластовых текучих сред из ствола скважины. В настоящее время это делают с помощью электрического погружного насоса (ЭПН), который включает насос с приводом от электродвигателя, спускаемый в ствол скважины для извлечения пластовых текучих сред на поверхность по стволу скважины. ЭПН включает кабели электропитания и управления, идущие с поверхности,и электрические соединения в окружающей среде ствола скважины. Это создает серьезные проблемы, в частности, потому, что типичные глубины пластов могут находиться в диапазоне от 1000 до 10000 футов, а кабели приходится прокладывать на всю эту длину до поверхности. Кроме того, электродвигатель,кабель электропитания и электрические соединения обычно связаны с наиболее часто встречающимися случаями отказов ЭПН. Приходится также предусматривать дополнительное оборудование, включающее скважинную изолирующую камеру, пульт на поверхности и силовой трансформатор на поверхности. Типичные ЭПН также включают изолирующие системы и эластомерные компоненты, которые подвергаются негативному влиянию давлений и температур, существующих внутри скважины. Все эти факторы обуславливают существенные недостатки эксплуатации ЭПН, в частности, снижение срока их службы и увеличение затрат на техническое обслуживание. Одна из задач настоящего изобретения, по меньшей мере, в одном конкретном варианте его осуществления состоит в том, чтобы преодолеть или смягчить по меньшей мере один из вышеупомянутых недостатков. Краткое изложение сущности изобретения В соответствии с первым аспектом настоящего изобретения, предложен узел скважинного насоса,содержащий турбину, соединенную с насосом, для осуществления привода насоса. Узел насоса может быть выполнен с возможностью приведения насоса в действие для извлечения скважинной текучей среды. Скважинную текучую среду извлекают на поверхность, причем этой скважинной средой может быть текучая среда из углеводородоносного пласта, такая как разновидности нефти. В типичном случае узел скважинного насоса предназначен для размещения в обсадной колонне или облицовке в стволе скважины, кроме того, узел насоса может быть предназначен для соединения со скважинной насосно-компрессорной трубой для размещения в стволе скважины. В предпочтительном варианте по меньшей мере часть насоса изолирована по меньшей мере от части турбины. Насос может включать входной канал насоса для текучей среды и выходной канал насоса для текучей среды, а входной канал насоса для текучей среды может быть гидравлически изолирован по меньшей мере от части турбины. В частности, входной канал насоса для текучей среды может быть гидравлически изолирован от выходного канала турбины для текучей среды. Таким образом, насос можно включать с целью перекачивания и тем самым извлекать главным образом скважинную текучую среду. Вместе с тем, движущую текучую среду турбины (такую как вода или водяной пар в случае, когда скважинные текучие среды содержат очень густые или вязкие разновидности нефти) можно перемещать с помощью скважинной текучей среды; выходной канал насоса, предназначенный для текучей среды,можно располагать с обеспечением сообщения посредством текучей среды с выпускным каналом турбины для смешения скважинной текучей среды и движущей текучей среды турбины с целью извлечения. В альтернативном варианте выходной канал турбины для текучей среды также может быть изолирован от выходного канала насоса для текучей среды, а выходной канал турбины для текучей среды может отстоять от насоса для обеспечения выпуска движущей текучей среды турбины в месте, отдаленном от насоса. При эксплуатации выходной канал турбины для текучей среды предпочтительно расположен ниже по стволу скважины, чем выходной канал насоса для текучей среды. Это преимущественно позволяет проводить, в частности, нагнетание движущей текучей среды турбины в пласт в месте, отдаленном, возможно, на сотни или тысячи футов от насоса. Эта нагнетаемая текучая средаспособствует поддержанию пластового давления на приемлемых рабочих уровнях для извлечения скважинной текучей среды. Это также с выгодой обеспечивает изоляцию извлекаемой текучей среды от движущей текучей среды турбины, ограничивая степень разделения, в противном случае необходимую на поверхности для получения скважинной текучей среды. По меньшей мере часть насоса может быть гидравлически изолирована, по меньшей мере, от части турбины пакером или другим изолирующим средством. Насос может быть предназначен для размещения в пакере с тем, чтобы пакер уплотнял некоторую полость, в частности, кольцевое пространство, ограниченное между насосом и стволом скважины, в котором находится узел скважинного насоса, в частности,между узлом насоса и обсадной колонной или облицовкой в стволе скважины. Выходные каналы турбины и насоса могут быть расположены над пакером или другим изолирующим средством или выше него по течению - применительно к направлению извлечения скважинной текучей среды - для смешения-1 005884 скважинной текучей среды и движущей текучей среды турбины. В альтернативном варианте, узел насоса может дополнительно содержать выпускное средство в виде выпускной трубы, соединенной с узлом насоса и ограничивающей выходной канал, образующий выходной канал турбины текучей среды. Это может обеспечить возможность выпуска движущей текучей среды турбины в месте, удаленном от насоса. Выходной канал турбины, ограниченный выпускным средством, может быть изолирован с помощью пакера или другого изолирующего средства. Турбина может быть непосредственно соединена с насосом и может быть выбрана в соответствии с заданными рабочими характеристиками насоса либо турбины для достижения баланса, в частности, идеальных рабочих скоростей вращения турбины и насоса. Как будет пояснено ниже, турбину можно регулировать с целью изменения скорости вращения турбины, например, путем регулирования размера сопла турбины, чтобы сбалансировать скорость течения текучей среды, протекающей через турбину, а значит и скорость вращения турбины, со скоростью вращения насоса. В альтернативном варианте, узел скважинного насоса может дополнительно содержать редукторное средство, такое как блок редуктора, соединяющий турбину с насосом. Турбина и насос могут включать в себя соответствующие подшипниковые узлы, например - один или более упорных подшипников, для восприятия нагружения осевыми усилиями, создаваемыми турбиной и насосом, соответственно. Узел скважинного насоса может включать подающую трубу для подачи движущей текучей среды в турбину, а также может включать возвратную трубу для возврата скважинной текучей среды и/или движущей текучей среды турбины на поверхность. Подающая и возвратная трубы могут представлять собой гибкие трубы, свертываемые в бухту, и могут быть предназначены для подсоединения скважинных труб,например, насосно-компрессорных труб, проходящих с поверхности. Подающая и возвратная трубы могут быть уплотнены пакером или другими изолирующими средствами. Это может способствовать изоляции в основном круглой полости, ограниченной между стволом скважины, в котором находится узел скважинного насоса, и самим узлом и/или скважинной трубой, для ограничения возвратного потока, направляемого по возвратной трубе, на поверхность. В альтернативном варианте, узел скважинного насоса может быть предназначен для соединения непосредственно со скважинной трубой с целью подачи движущей текучей среды турбины, и этот узел может быть выполнен с возможностью извлечения скважинной текучей среды через кольцевое пространство, ограниченное между стволом скважины и узлом скважинного насоса и/или скважинной трубой. Кроме того, если узел насоса дополнительно содержит выпускную трубу, то эта труба может проходить через турбину и насос или может быть соединена с местом выпуска или проходить от этого места, удаленного от узла насоса. В соответствии со вторым аспектом настоящего изобретения, предложен узел скважинного инструмента, содержащий скважинную трубу и узел скважинного насоса, соединенный со скважинной трубой и предназначенный для размещения в стволе скважины, причем узел насоса включает в себя турбину, соединенную с насосом, для осуществления привода насоса с целью извлечения скважинной текучей среды. В соответствии с третьим аспектом настоящего изобретения, предложена скважина, содержащая ствол скважины, скважинную трубу, размещенную в стволе скважины, и узел скважинного насоса, соединенный со скважинной трубой и размещенный в стволе скважины в области продуктивного пласта,содержащего скважинную текучую среду, причем узел насоса включает турбину, соединенную с насосом, для осуществления привода насоса с целью извлечения скважинной текучей среды. Скважинная труба может представлять собой насосно-компрессорную трубу, проходящую с поверхности. Узел скважинного компрессора может быть соединен с насосно-компрессорной трубой посредством подающей трубы для подачи движущей текучей среды в турбину и посредством возвратной трубы для возврата скважинной текучей среды или движущей текучей среды турбины на поверхность. Подающая труба и возвратная труба могут представлять собой гибкие трубы, свертываемые в бухту,скрепляемые с насосно-компрессорными трубами. Узел скважинного насоса может дополнительно содержать пакер или другое изолирующее средство для предотвращения обратного потока текучей среды,направляемого по возвратной трубе. Пакер может уплотнять в основном круглую полость, ограниченную между узлом скважинного насоса и стволом скважины, в частности, между подающей трубой и возвратной трубой турбины и стволом скважины. Скважина может быть обсажена обсадной трубой или облицована облицовкой известным способом. В альтернативном варианте, скважинная труба, которая может представлять собой насоснокомпрессорную трубу, может быть подсоединена непосредственно к узлу скважинного насоса. Таким образом, движущую текучую среду турбины можно направлять по насосно-компрессорной трубе в турбину, а обратный поток извлекаемой скважинной текучей среды и/или движущей текучей среды турбины можно направлять по кольцевому пространству, ограниченному между узлом скважинного инструмента и стволом скважины. Кроме того, узел насоса может дополнительно содержать выпускное средство в форме выпускной трубы, соединенной с узлом насоса и ограничивающей выпускной канал, образующий выпускной канал турбины, предназначенный для текучей среды. Другие признаки узла скважинного насоса охарактеризованы в связи с первым аспектом настоящего изобретения.-2 005884 Турбина предпочтительно содержит трубчатый корпус, ограждающий полость, в которой заключен установленный с возможностью вращения ротор, содержащий по меньшей мере один ряд лопаток рабочего колеса турбины, представляющий собой кольцевой ряд распределенных через некоторые угловые интервалы лопаток, ориентированных таким образом, что их поверхности, принимающие движущую текучую среду, обращены в основном против направления вращения ротора вперед, и проходящий в основном вдоль оси внутренний канал движущей текучей среды, расположенный в радиальном направлении в основном внутри ротора, причем корпус имеет проходящий в основном вдоль оси наружный канал движущей текучей среды, при этом один из внутреннего и наружного каналов движущей текучей среды представляет собой подающий канал движущей текучей среды и снабжен по меньшей мере одним выходным соплом, выполненным и расположенным с возможностью направления по меньшей мере одной струи движущей текучей среды на упомянутые поверхности лопаток, принимающие движущую текучую среду по меньшей мере одного ряда лопаток, когда лопатки проходят мимо сопла, для придания вращательного движения ротору, а другой из каналов представляет собой отводной канал движущей текучей среды и снабжен по меньшей мере одним отводным отверстием для отвода движущей текучей среды от по меньшей мере одного ряда лопаток рабочего колеса турбины. Турбина также предпочтительно имеет совокупность, преимущественно, несколько упомянутых средств рабочих колес турбины, расположенных в ряду параллельных рабочих колес турбины, простирающемся продольно вдоль центральной оси вращения турбины и обеспечивающем получение соответствующих параллельных подаваемых струй движущей текучей среды. В конкретно предпочтительном варианте осуществления, турбина содержит корпус турбины,имеющий полость, в которой расположен установленный с возможностью вращения ротор, содержащий по меньшей мере два ряда лопаток рабочего колеса турбины, каждый из которых представляет собой кольцевой ряд распределенных через некоторые угловые интервалы лопаток, ориентированных таким образом, что их поверхности, принимающие движущую текучую среду, обращены в основном против направления вращения ротора вперед, и проходящий в основном вдоль оси внутренний канал движущей текучей среды, расположенный в радиальном направлении в основном изнутри от каждого упомянутого ряда лопаток рабочего колеса турбины, причем упомянутый корпус имеет проходящий в основном вдоль оси наружный канал движущей текучей среды, связанный с каждым рядом лопаток турбины, при этом один из внутреннего и наружного каналов движущей текучей среды представляет собой подающий канал движущей текучей среды и снабжен по меньшей мере одним выходным соплом, выполненным и расположенным с возможностью направления по меньшей мере одной струи движущей текучей среды на поверхности лопаток, принимающие движущую текучую среду, когда лопатки проходят мимо по меньшей мере одного сопла, для придания вращательного движения ротору, а другой из каналов представляет собой отводной канал движущей текучей среды и снабжен по меньшей мере одним отводным отверстием для отвода движущей текучей среды от рядов лопаток рабочего колеса турбины, при этом соседние ряды лопаток рабочего колеса турбины отстоят в осевом направлении друг от друга и снабжены возвратными проточными каналами движущей текучей среды, расположенными между этими рядами и соединяющими отводной канал расположенного выше по течению ряда лопаток рабочего колеса турбины с подающим каналом расположенного ниже по течению ряда лопаток рабочего колеса турбины для обеспечения последовательной взаимосвязи рядов лопаток рабочего колеса турбины. Вместо упомянутых внутреннего и наружного каналов движущей текучей среды, предназначенных для отвода движущей текучей среды из полости, или в дополнение к этим каналам, могут быть предусмотрены отводные отверстия в осевых концевых скважинных средствах полости, хотя такая компоновка в общем случае была бы менее предпочтительной вследствие затруднений при изготовлении и уплотнении. В еще одном варианте, в корпусе (например, в радиальном направлении снаружи от ротора) могут быть предусмотрены и средства подающих каналов движущей текучей среды, и средства отводных каналов, при этом движущая текучая среда будет попадать в полость из подающего канала через сопловые средства для воздействия на лопаточные средства турбины и приведения их в движение вперед, а затем будет отводиться из полости через выходные отверстия, отстоящие на некоторые углы от сопловых средств в направлении ниже по течению, в отводные каналы. Таким образом, характер потока в турбине, по существу, является радиальным (в противоположность осевому), когда движущая текучая среда или движущая текучая среда турбины движется между отстоящими друг от друга в радиальном направлении (в отличие от осевого) положениями для приведения в движение лопаточных средств турбины. Это обеспечивает работу турбины таким образом, что характеристики крутящего момента и мощности можно легко изменять путем простого изменения размера сопла, т.е. при этом не нужно изменять конструкцию и заменять все лопатки турбины, как обычно делают в случае типовых турбин с осевым потоком, когда вносят изменения в скорость текучей среды и/или плотность текучей среды. Так, например, уменьшение размера сопла (в предположении постоянного расхода) увеличит скорость течения (струи текучей среды), тем самым увеличивая крутящий момент. Это также приведет к увеличению рабочей скорости турбины, а значит, и мощности, а значит - и к увеличению противодавления. Аналогично, увеличение расхода при поддержании размера сопла постоянным-3 005884 тоже приведет к увеличению скорости течения (струи текучей среды), тем самым увеличивая крутящий момент, приводя также к увеличению рабочей скорости турбины, следовательно - и мощности, а также к увеличению противодавления. В альтернативном варианте, увеличение размера сопла при поддержании скорости течения (струи текучей среды) постоянной приведет к увеличению крутящего момента и мощности без увеличения скорости турбины или противодавления. Если это желательно, то можно также увеличить крутящий момент путем увеличения плотности движущей текучей среды (в предположении постоянного расхода и постоянной скорости текучей среды), что увеличивает массовый расход. Следует понять, что размер отдельного сопла можно увеличивать в продольном направлении турбины или под углом к нему и что можно также изменять количество сопел для каждого ряда лопаток рабочего колеса турбины. Также можно увеличить осевую протяженность лопаток турбины в продольном направлении турбины с тем, чтобы увеличить параллельный массовый расход движущей текучей среды через каждый ряд рабочего колеса турбины без увеличения средних потерь, характерных для обычных многоступенчатых турбин, содержащих простирающиеся в осевом направлении ряды, являющиеся приводимыми в движение в осевом направлении последовательно связанными рядами лопаток турбины. Еще одно преимущество турбины заключается в том, что, благодаря в основном радиальному расположению упомянутых лопаток, окружное распределение скорости текучей среды по лопаткам турбины является, по существу, постоянным и поэтому очень эффективным по сравнению с осевой турбиной, в которой распределение скорости изменяется по длине лопатки, и поэтому возникают потери из-за гидродинамического рассогласования скорости текучей среды и окружной скорости лопаток. Другое важное преимущество заявленного изобретения по сравнению с обычными турбинами,предназначенными для применения внутри скважин, заключается в том, что электродвигатели согласно настоящему изобретению значительно короче при некоторой заданной выходной мощности (даже с учетом любых редукторов, которые могут потребоваться для некоторого заданного практического приложения). В типичном случае, обычная турбина может иметь длину порядка 15-20 м, тогда как сравнимая турбина согласно настоящему изобретению может иметь длину всего 2-3 м для аналогичной выходной мощности. Это дает весьма существенные преимущества, такие как сниженные затраты на изготовление,упрощение транспортировки, а в частности, обеспечивает возможность создания узла скважинного насоса малой габаритной длины согласно настоящему изобретению. Еще одно преимущество заключается в том, что относительно большой общий КПД турбины обеспечивает возможность использования турбин меньшего размера (диаметра), чем было возможно прежде. В случае обычных скважинных турбин, так называемые щелевые потери, которые возникают из-за утечки движущей текучей среды между концами лопаток турбины и корпусом вследствие необходимости наличия некоторого конечного зазора между ними, становятся пропорционально больше при меньшем диаметре турбины. На практике это приводит к минимальному эффективному диаметру в случае обычной турбины, составляющему порядка 10 см. При увеличенном общем кпд турбины, предлагаемой заявителем, появляется существенная с практической точки зрения возможность уменьшить диаметр турбины, возможно, до 3 см. В одной предпочтительной форме турбины средство внешнего канала служит для подачи движущей текучей среды в средство рабочего колеса турбины через сопловые средства, предпочтительно выполненные и расположенные с возможностью выброса струи движущей текучей среды в основном по касательной к средству рабочего колеса турбины, а средство внутреннего канала служит для отвода движущей текучей среды из полости, причем средство внутреннего канала выполнено в центральной части ротора. В другой предпочтительной форме турбины средство внутреннего канала используется для подачи движущей текучей среды на лопаточные средства, установленные на средстве рабочего колеса турбины, являющемся в основном кольцевым. В этом случае сопловые средства в основном выполнены и расположены с возможностью выброса струи движущей текучей среды более или менее в радиальном направлении наружу, а поверхности лопаточных средств, принимающие движущую текучую среду, будут проявлять тенденцию к ориентации поперек радиального направления, тем самым создавая направленную вперед составляющую движущей силы, когда струя бьет по упомянутой поверхности. В принципе, можно было бы использовать всего одно сопловое средство. В основном же используется совокупность сопловых средств, распределенных через некоторые угловые интервалы друг от друга,например 2, 3 или 4 таких средства, распределенных через интервалы по 180, 120 или 90, соответственно. В предпочтительной форме турбины, сопловые средства предпочтительно выполнены и расположены с возможностью направления движущей текучей среды, по существу, по касательной к траектории лопаточных средств, но могут вместо этого обеспечивать и наклон в большей или меньшей степени в радиальном направлении внутрь или наружу от тангенциального направления, например, под углом от+5 (наружу) до -20 (внутрь), предпочтительно от 0 до -10, относительно направления касательной, что соответствует углам от 90 до 70, предпочтительно от 90 до 80 относительно радиального направления внутрь. Как отмечалось выше, мощность электродвигателя можно увеличить путем параллельного увеличения способности турбины к передаче энергии движущей текучей среды, например, за счет получения-4 005884 большей площади поперечного сечения и/или более плотного углового распределения сопел. Между прочим, приводную способность турбины можно увеличить путем увеличения угловой протяженности сопловых средств, а именно, размера отдельных сопловых средств в окружном направлении корпуса,и/или путем увеличения продольной протяженности сопловых средств, а именно, продольной протяженности и/или увеличенных количеств продольно распределенных сопловых средств. Вообще говоря, выходной размер отдельных сопловых средств все-таки должен быть ограничен по сравнению с выходным размером подающего канала движущей текучей среды хорошо известным расчетным путем, чтобы обеспечить относительно высокоскоростной струйный поток. Скорость струйного потока в общем случае примерно вдвое больше линейной скорости турбины (в лопаточной части, принимающей высокоскоростной струйный поток) (см., например, такие справочники, как Основы механики жидкостей Брюса Р. Мансона и др., издательство Джон Уайли и Сыновья, Инк. ("Fundamentals of Fluid Mechanics" by BruceR. Munson et al., published by John WileySons, Inc Как правило, при диаметре турбины согласно изобретению, составляющем 3,125 дюйма (8 см), можно использовать диаметр сопла порядка от 0,1 до 0,35 дюйма (от 0,25 до 0,89 см). Размер лопаточных средств, включая, в частности, продольное протяжение отдельных лопаточных средств и/или количество продольно распределенных лопаточных средств, будет в основном соответствовать размеру сопловых средств. В предпочтительном варианте, лопаточные средства и опоры для них расположены таким образом, что неопираемая длина лопаточных средств между разнесенными в осевом направления опорами минимизируется, вследствие чего минимизируется и возможность деформации лопаточных средств движущей текучей средой, струя которой падает на лопаточные средства, и таким образом, может быть минимизирована толщина стенок лопаточных средств. Можно также изменять количество отдельных лопаточных средств, распределенных через некоторые угловые интервалы, хотя основной эффект увеличенного количества связан со сглаживанием движущего усилия, обеспечиваемого турбиной. В предпочтительном варианте используется совокупность более или менее близко расположенных лопаточных средств, распределенных через некоторые угловые интервалы, а их количество обычно составляет, по меньшей мере, 6 или 8, преимущественно, по меньшей мере, 9 или 12 лопаточных средств, распределенных через некоторые угловые интервалы, например, количество лопаточных средств, распределенных через некоторые угловые интервалы, может составлять от 12 до 24, а обычно от 15 до 21 лопаточного средства. Следует понять, что можно также использовать различные формы лопаточных средств. Так, можно использовать более или менее плоские лопаточные средства. Все-таки в рассматриваемом контексте предпочтительно использовать лопаточное средство, имеющее вогнутую поверхность, принимающую движущую текучую среду, причем такие лопаточные средства для удобства называются ниже ковшовыми средствами. Ковшовые средства могут иметь профили различной формы и могут иметь открытые стороны (на каждом своем продольном конце). Для удобства ковши имеют в основном профиль сечения частично цилиндрического канала (который может состоять из секции цилиндрической трубы). Однако в оптимальном варианте аэродинамическая и/или гидродинамическая форма ковша должна обеспечивать предотвращение отрыва пограничного слоя и получение менее турбулентного потока через ряд лопаток турбины, а значит - и уменьшение паразитного падения давления на этом ряду лопаток. Можно использовать различные формы опорных средств лопаток. Так, например, опорные средства могут быть выполнены в форме в основном кольцевой конструкции с продольно разнесенными частями,между которыми проходят лопаточные средства. В альтернативном варианте можно использовать центральный опорный элемент, для удобства выполненный в форме трубы, обеспечивающей средство внутреннего канала движущей текучей среды, с выполненными в нем сквозными отводными отверстиями,через которые отводится из полости движущая текучая среда, причем центральный опорный элемент имеет выступающие в радиальном направлении наружу и отстоящие друг от друга в осевом направлении фланцы или пальцы, на которые опираются лопаточные средства. В альтернативном варианте, лопаточные средства могут иметь хвостовые части основания, соединенные непосредственно с центральным опорным элементом. В типичном случае турбина может иметь обычные скорости вращения, например, порядка от 2000 до 5000 об/мин. Вместе с тем, от малых насосов может потребоваться работа на более высоких скоростях. Хотя турбина в предпочтительном варианте соединена непосредственно с насосом, в альтернативном варианте можно использовать турбину с редукторным средством, чтобы увеличить крутящий момент. В этом случае и вообще можно использовать редукторные средства, уменьшение скорости в которых осуществляется, например, в отношении 2:1 или 3:1. Можно использовать планетарный редуктор, в котором, как правило, имеются 3 или 4 сателлита, установленные в опоре типа вращающегося водила,для обеспечения сообщения выходного движения в том же направлении, в каком входное движение сообщается солнечному зубчатому колесу, обычно - по часовой стрелке, так что выходное движение происходит также по часовой стрелке. Можно использовать редукторное средство повышенной надежности,имеющее, по существу, герметизированную систему граничной смазки, преимущественно - с системой выравнивания давлений, предназначеннойдля минимизации притока бурового раствора или иного материала из ствола скважины внутрь редуктора.-5 005884 В соответствии с четвертым аспектом настоящего изобретения, предложен способ извлечения скважинных текучих сред, включающий следующие этапы: соединение турбины с насосом для образования узла скважинного насоса,соединение узла насоса со скважинной трубой,опускание скважинной трубы и узла скважинного насоса в ствол скважины и размещение узла скважинного насоса в области продуктивного пласта, содержащего скважинную текучую среду; подача движущей текучей среды в ствол скважины для осуществления привода турбины, которая в свою очередь обеспечивает привод насоса и извлечение скважинной текучей среды из ствола скважины. Способ может дополнительно предусматривать соединение узла насоса с насосно-компрессорной трубой и, в частности, может предусматривать соединение турбины с насосно-компрессорной трубой посредством подающей трубы текучей среды турбины и посредством возвратной трубы текучей среды для извлечения скважинной текучей среды и/или движущей текучей среды турбины. Способ может дополнительно предусматривать подачу движущей текучей среды по подающей трубе движущей текучей среды турбины и, в свою очередь, приведения в действие насоса для извлечения скважинной текучей среды по возвратной трубе. Подающую трубу движущей текучей среды турбины и возвратную трубу текучей среды можно уплотнять относительно ствола скважины изолирующими средствами, такими как пакер. Это может способствовать выгодному предотвращению возврата скважинной текучей среды и/или движущей текучей среды турбины через возвратную трубу. В альтернативном варианте способ может дополнительно предусматривать соединение узла насоса,в частности, турбины непосредственно с насосно-компрессорной трубой и подачу движущей текучей среды по насосно-компрессорной трубе для осуществления привода турбины. Скважинную текучую среду можно извлекать через кольцевое пространство, ограниченное между узлом скважинного насоса и/или скважинными трубами и стволом скважины. Способ может дополнительно предусматривать изоляцию входного канала насоса от выходного канала турбины для изоляции входного канала насоса от движущей текучей среды турбины. Входной канал насоса также может быть изолирован от выходного канала турбины путем размещения изолирующих средств, таких как пакер, вокруг части узла насоса, в частности, вокруг насоса. Способ может дополнительно предусматривать смешение скважинной текучей среды с движущей текучей средой турбины и возврат скважинной текучей среды на поверхность. Скважинную текучую среду и отводимую движущую текучую среду турбины можно смешивать в или около области выходного канала насоса. В преимущественном варианте, это способствует изоляции входного канала насоса, так что работа, проводимая насосом, затрачивается в основном на перекачивание скважинных текучих сред на поверхность. В альтернативном или дополнительном варианте, способ может также предусматривать нагнетание или выпуск отработанной движущей текучей среды турбины в пласт. Это способствует поддержанию пластового давления на приемлемых уровнях. Этого можно достичь путем соединения выпускного средства, ограничивающего выходной канал турбины, с узлом насоса и путем изоляции выходного канала выпускного средства от насоса для направления движущей текучей среды в пласт. В предпочтительном варианте, отработанную движущую текучую среду турбины нагнетают в некотором месте,отстоящем от узла насоса, и в типичном случае оно может быть отдалено на сотни или тысячи футов,чтобы избежать всасывания отработанной движущей текучей среды турбины из пласта насосом. Привод турбины можно, по меньшей мере, частично осуществлять с помощью извлекаемой скважинной текучей среды. В предпочтительном варианте, извлекаемую скважинную текучую среду разделяют, по меньшей мере, на воду и углеводородные компоненты, включающие в себя разновидности нефти, газы и/или конденсаты. Разделенную воду, нефть или комбинацию их обоих можно использовать в качестве движущей текучей среды турбины. В альтернативном варианте, привод турбины можно, по меньшей мере, частично осуществлять с помощью газа, такого как воздух или азот, водяной пар или пена, например азотная пена. Следует понять, что когда привод турбины осуществляют, по меньшей мере,частично с помощью извлекаемой скважинной текучей среды, может оказаться необходимой, по меньшей мере, сначала - подача нескважинной текучей среды, такой как морская вода или глинистый раствор, к турбине с последующей добычей скважинной текучей среды или с последующим увеличением добычи скважинной текучей среды посредством узла насоса, а извлекаемую скважинную текучую среду можно использовать для осуществления привода турбины. Вместе с тем, также следует понять, что извлекаемую текучую среду можно использовать для осуществления привода турбины и с момента запуска, если течение скважинных текучих сред является достаточным для начала эксплуатации турбины. Краткое описание чертежей Ниже, лишь в качестве примера, приводится описание конкретных вариантов осуществления настоящего изобретения со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых изображено следующее: фиг. 1 представляет сечение скважины, содержащей узел скважинного инструмента, имеющий узел скважинного насоса, в соответствии с конкретным вариантом осуществления настоящего изобретения;-6 005884 фиг. 2 представляет сечение скважины, содержащей узел скважинного инструмента, имеющий узел скважинного насоса, в соответствии с альтернативным конкретным вариантом осуществления настоящего изобретения; фиг. 2 А представляет сечение скважины, содержащей узел скважинного инструмента, имеющий узел скважинного насоса, в соответствии с дополнительным альтернативным конкретным вариантом осуществления настоящего изобретения; фиг. 3 представляет в увеличенном масштабе подробный вид мощного турбинного агрегата, являющегося частью узлов скважинных насосов, показанных на фиг. 1, 2 и 2 А, но здесь для большей ясности изображения без подшипников и уплотнений; фиг. 4 А представляет поперечное сечение турбинного агрегата по линии II-II на фиг. 3; фиг. 4 В представляет подробный вид, показывающий часть узла скважинного насоса, аналогичного узлу, показанному на фиг. 1 и 2, но включающего турбину, имеющую соединенные между собой верхний и нижний турбинные агрегаты, аналогичные показанному на фиг. 3; фиг. 5 представляет вид сбоку в частичном сечении основной части ротора турбины, показанного на фиг. 3 и 4 В, без ковшовых средств; фиг. 6 и 7 представляют поперечные сечения ротора, показанного на фиг. 5, с установленными ковшовыми средствами; фиг. 8 представляет поперечное сечение системы планетарного редуктора, соединенной с турбиной,показанной на фиг. 3 или 4 В и являющейся частью узла скважинного насоса, в соответствии с дополнительным альтернативным конкретным вариантом осуществления настоящего изобретения; фиг. 9-13 показывают альтернативную турбину, являющуюся частью узлов скважинных насосов,показанных на фиг. 1 и 2; фиг. 9 представляет продольное сечение, в основном соответствующее изображению, показанному на фиг. 3; фиг. 10 и 11 представляют поперечные сечения линий IX-IX и Х-Х на фиг. 9; фиг. 12 представляет перспективный вид, показывающий принципиальные части турбины, изображенной на фиг. 9-11, со снятым внешним корпусом; фиг. 13 представляет вид, соответствующий фиг. 12, без показа части статора для демонстрации ротора. Подробное описание На фиг. 1 показан вид сбоку узла 10 скважинного инструмента в соответствии с конкретным вариантом осуществления настоящего изобретения, размещенный в скважине 12. Узел скважинного инструмента содержит трубу, такую как насосно-компрессорная труба 14, проходящая на поверхность и размещенная в стволе 16 скважины 12, которая обсажена колонной обсадных труб (не показана) способом, известным в данной области техники. Узел скважинного инструмента включает в себя узел 18 скважинного насоса, соединенный с насосно-компрессорной трубой 14 и размещенный в стволе 16 скважины в области 20 продуктивного пласта 22, содержащего скважинную текучую среду. Пласт 22 перфорирован для получения перфорационных отверстий 24, идущих в этот пласт, а также для обеспечения возможности протекания скважинной текучей среды в ствол 16 скважины, как показано на фиг. 1. Узел 18 насоса в основном включает турбину 26, соединенную с насосом 28, для осуществления привода насоса 28 с целью извлечения скважинной текучей среды из пласта 22. Более конкретно, рассматривая фиг. 1 сверху вниз, можно отметить, что узел 18 скважинного насоса, в частности, турбина 26 соединена с насосно-компрессорной трубой 14 посредством специализированной трубы 30 движущей текучей среды турбины. Труба 30 расположена внутри насосно-компрессорной трубы 14 и проходит на поверхность. С насосно-компрессорной трубой 14 также соединена возвратная труба 32 скважинной текучей среды, причем обе трубы 30 и 32 скреплены с насосно-компрессорной трубой 14 в месте 34. Возвратная труба 32 может быть расположена внутри насосно-компрессорной трубы 14 и проходить на поверхность, или может сообщаться с насосно-компрессорной трубой 14, обеспечивая канал для добычи текучей среды и подъема ее на поверхность. Обе трубы 30 и 32 могут представлять собой гибкие трубы,свертываемые в бухты, для облегчения установки. Насосно-компрессорная труба 14 известным образом проходит внутри обсадной колонны или облицовки (не показана) к морской или береговой буровой установке для добычи нефти или газа. Агрегат,состоящий из электродвигателя и насоса (не показан) и находящийся на поверхности, подает движущую текучую среду турбины (в этом конкретном варианте осуществления, как правило, морскую воду) вниз по насосно-компрессорной трубе 14 и по трубе 30 движущей текучей среды турбины к турбине 26, как показано стрелкой А на фиг. 1. Турбина 26 включает в себя турбинный агрегат 36 и выпускной канал 38 турбины, а движущая текучая среда турбины проходит вниз через турбинный агрегат 36, приводя турбину в движение, что будет описано подробнее со ссылками на фиг. 3-13. Отработанная движущая текучая среда турбины выпускается из турбинного агрегата 36 в выпускном канале 38 турбины и течет в, в основном, кольцевую полость 40, ограниченную между узлом 18 насоса и стенками ствола 16 скважины,при этом текучая среда протекает в направлении стрелки В, показанной на фиг. 1.-7 005884 Движущая текучая среда турбины может представлять собой морскую воду, но в альтернативном варианте в этом качестве можно использовать скважинную текучую среду - отдельно или в совокупности с еще одной движущей текучей средой, такой как морская вода. В частности, скважинную текучую среду, извлекаемую на поверхность, можно закачивать обратно по трубе 30 движущей текучей среды турбины для осуществления привода турбины. Скважинную текучую среду можно разделять на поверхности на углеводороды (разновидности нефти, газы и/или конденсаты) и воду, а восстановленную воду или нефть можно повторно нагнетать и использовать в качестве движущей текучей среды. В качестве других альтернатив отметим, привод турбины можно осуществлять с помощью водяного пара или газа, например, с помощью такого газа, как азот, или азотной пены. Насос 28 соединен с турбиной посредством приводного вала (не показан), проходящего через выходной канал 38 турбины, и включает в себя насосный агрегат 42, имеющий выпускной канал 44 насоса,являющийся выходным каналом насоса 28. Насосный агрегат 42 представляет собой типичный насосный агрегат, такой как те, которые применяются в современных узлах ЭПН, и включает входной канал 21 насоса для всасывания текучей среды в насос 28 с целью извлечения скважинной текучей среды на поверхность. Входной канал 21 насоса изолирован от выходного канала насоса в выпускном канале 44 насоса, а значит - и от выпускного канала 38 турбины, изолирующим средством в форме пакера 46. Пакер 46 обеспечивает введение, расположение и уплотнение насоса 28 в обсадной трубе ствола 16 скважины. Таким образом, насос 28 действует в основном как средство всасывания скважинной текучей среды из пласта и не делает никакую дополнительную работу по перекачиванию выпускаемой движущей текучей среды турбины через насос. Когда турбина 26 приводится в действие для осуществления привода насоса 28, скважинная текучая среда 48 всасывается в насос и пропускается через него в направлении стрелки С, выходя из выпускного канала 44 насоса в направлении D в полость 40. Скважинная текучая среда 48 смешивается в полости 40 с выпускаемой движущей текучей средой турбины и перекачивается вверх по трубе 32 на поверхность в направлении стрелки Е. Верхнее изолирующее средство в форме пакера 50 уплотняет трубы 30 и 32, направляя смешанные скважинную текучую среду и движущую текучую среду турбины в возвратную трубу 32 и тем самым - на поверхность, где скважинную текучую среду отделяют от движущей текучей среды турбины. Как сказано выше по меньшей мере часть отделенной движущей текучей среды турбины можно возвращать в ствол скважины для дальнейшего привода турбины 26. Насос 28 имеет размеры, обеспечивающие соответствие требованиям по расходу при всасывании из пласта 22 и по скоростному напору на глубине узла 18 насоса. Кроме того, абсолютное давление движущей текучей среды в отверстии 52 турбины 36 задают так, чтобы перепад давления на турбине 36,уменьшающий давление движущей текучей среды, был приблизительно эквивалентен давлению в кольцевом пространстве на глубине узла 18 насоса. И турбина 26, и насос 28 включают в себя соответствующие упорные подшипники (не показаны), и именно соответствующие автономные подшипники позволяют турбине и насосу выдерживать осевые нагрузки. На фиг. 2 показан узел 10 а скважинного инструмента. Узел 10 а аналогичен узлу 10, показанному на фиг. 1, так что аналогичные компоненты будут обозначены теми же позициями с добавлением буквы а. Для краткости, будут описаны только различия между узлом 10 а и узлом 10. Турбина 26 а узла 18 а скважинного насоса соединена непосредственно с насосно-компрессорной трубой 14 а, так что движущая текучая среда турбины направляется по насосно-компрессорной трубе 14 а в турбинный агрегат 36 а в направлении стрелки F перед выпуском из выпускного канала 38 а турбины в направлении стрелки G. Таким образом, пластовая текучая среда, текущая через насосный агрегат 42 а в направлении С и выпускаемая из выпускного канала 44 а насоса в направлении D, смешивается с выпускаемой движущей текучей средой турбины в кольцевом пространстве 54 ствола скважины и возвращается на поверхность по этому кольцевому пространству 54. Это позволяет избежать затрат, связанных с приобретением и установкой гибких труб, свертываемых в бухты, для использования в качестве труб 30,32 движущей текучей среды турбины и скважинной текучей среды. Обращаясь теперь к фиг. 2 А, отмечаем, что здесь показан узел 10b скважинного инструмента. Узел 10b аналогичен узлам 10 и 10 а, показанным на фиг. 1 и 2, так что аналогичные компоненты будут обозначены теми же позициями с добавлением буквы b. Для краткости, будут описаны только различия между узлом 10b и узлами 10 и 10 а. Узел 10b аналогичен узлу 10 а, показанному на фиг. 2 А, в том, что узел 18b скважинного насоса соединен непосредственно с насосно-компрессорной трубой 14b, так что движущая текучая среда турбины направляется по насосно-компрессорной трубе 14b в турбинный агрегат 36b, как показано стрелкой Н. Однако узел 18b также включает в себя выпускное средство в форме выпускной трубы 56, которая выходит из насоса 42b. Движущая текучая среда турбины, текущая вниз через турбину 36b, проходит также через насосный агрегат 42b, и эта труба 56 изолирует движущую текучую среду от входного канала 21b насоса. Изолирующее средство в форме пакера 58 изолирует выходной канал 60 выпускной трубы 56, которое по существу, является выходным каналом турбины 36b. Область 20b продуктивного пласта проходит на длину ствола 16b скважины, а текучая среда течет из верхних перфорационных отверстий 24b во-8 005884 входной канал 21b насоса вышеописанным образом. Затем текучая среда выходит из выпускного канала 44b насоса, который предусмотрен вокруг турбины 36b или выполнен заодно с ней, и течет вверх по кольцевому пространству 54b на поверхность в направлении стрелки I. Отработанная движущая текучая среда турбины, протекающая по выпускной трубе 56, выходит через выходной канал 60 и нагнетается в пласт 20b через перфорационные отверстия 62. Таким образом,скважинные текучие среды, выкачиваемые из пласта 20b, заменяются нагнетаемой отработанной движущей текучей средой турбины, как показано стрелками J на чертеже. Пакер 58 предотвращает протекание этой отработанной текучей среды обратно вверх по стволу 16b скважины и поддерживает пластовое давление на приемлемом уровне для продолжения выкачивания скважинных текучих сред. Поскольку фиг. 2 А представляет собой условное изображение ствола 16b скважины и узла 18b насоса, следует понять,что выходной канал 60 выпускной трубы 56 расположен на некотором расстоянии от узла 18b и перфорационных отверстий 24b. Это расстояние может составлять сотни или тысячи футов, так что отработанная движущая текучая среда турбины выпускается из узла 18b насоса не в той зоне, где добывается нефть (т.е. не в области, где находятся перфорационные отверстия 24b). Это позволяет снять требование отдельного нагнетания текучей среды в скважину для поддержания пластового давления, что может потребоваться в конкретных вариантах осуществления, проиллюстрированных на фиг. 1 и 2. При перекачивании отработанной движущей текучей среды турбины вниз по выпускной трубе 56 к выходному каналу 60 и вверх по кольцевому пространству вокруг этой выпускной трубы возникает перепад давления, поэтому падение давления на турбине может быть относительно большим. Также следует понять, что привод узлов, показанных на фиг. 2 и 2 А, можно осуществлять с помощью извлекаемых скважинных текучих сред, как описано в связи с фиг. 1. Обращаясь теперь к фиг. 3, отмечаем, что здесь подробнее показана турбина 36. Хотя узлы 18 и 18 а скважинных насосов, показанные на фиг. 1, 2 и 2 А, включают один турбинный агрегат 36, следует понять, что можно предусмотреть любое желаемое количество турбинных агрегатов, например, два или более. Поэтому, как будет описано ниже, на фиг. 4 В проиллюстрировано соединение турбинного агрегата 36 со вторым таким агрегатом 37. Нижеследующее описание применимо к турбинам 26, 26 а и 26b, показанным на фиг. 1-2 А. Однако для ясности будет описана только турбина 26. Как показано на фиг. 3, верхний соединительный переводник 103 соединен с турбинным агрегатом 36, который содержит внешний корпус 111, в котором неподвижно установлен статор 112, имеющий внешний профиль 113 в основном ромбовидного сечения и ограничивающий вместе с внешним корпусом 111 два диаметрально противоположных полукруглых подающих канала 114 движущей текучей среды, находящихся между упомянутыми профилем и корпусом. На направленном по часовой стрелке конце 115 каждого канала 114 предусмотрен трубный канал 116,обеспечивающий подающее сопло 117 движущей текучей среды, направленное в основном по касательной к полости 118 цилиндрического профиля, ограниченной статором 112, внутри которой находится ротор 119. Ротор 119 установлен с возможностью вращения посредством подходящих втулок и подшипников(не показаны) в концевых частях 120, 121, которые выступают наружу на каждом конце 122, 123 статора 112. Как показано на фиг. 5-7, ротор 119 содержит трубчатый центральный элемент 124, который закрыт в верхней концевой части 120, и имеет между концевыми частями 120, 121 совокупность отстоящих друг от друга и пропазованных в радиальном направлении внутрь фланцев 126, в которых неподвижно установлены цилиндрические трубы 127 (фиг. 6 и 7), простирающиеся в продольном направлении ротора. На фиг. 6 представлено поперечное сечение через фланец 126, на который опираются основание и стороны труб 127. На фиг. 7 представлено поперечное сечение ротора 119 между последовательными фланцами 126 и показан ряд отводных отверстий 128, отстоящих друг от друга на некоторые угловые интервалы и проходящих в радиальном направлении внутрь через трубчатый центральный элемент 124 к центральному осевому отводному каналу 129 движущей текучей среды. Между фланцами 126, трубы 127 срезаны с получением ряда разнесенных на некоторые угловые интервалы ковшей 130 с сечением полукруглого канала, по существу, образующих ряд рабочих колес 130 а турбины, перемежающихся с опорными фланцами 126. Ковши 130 ориентированы таким образом, что их вогнутые внутренние поверхности 131, принимающие движущую текучую среду, обращены против часовой стрелки и назад от обычного направления вращения по часовой стрелке, характерного для ротора 119 турбины при эксплуатации этой турбины. Ковши 130 расположены, по существу, на некотором расстоянии от центрального трубчатого элемента 124, так что принимаемая ими движущая текучая среда может свободно вытекать из ковшей 130 и - возможно - вытекать из отводных отверстий 128. Поскольку ротор 119 заключен в статоре 112, должно быть ясно, что, помимо импульсного движущего усилия, прикладываемого к ковшу 130, находящемуся непосредственно напротив сопла 117, струей движущей текучей среды, выходящей из сопла, другие ковши также воспринимают тяговое усилие вращающего потока движущей текучей среды вокруг внутреннего пространства полости 118 перед тем, как эта текучая среда отводится через отводные отверстия 128 и канал 129. Как показано на фиг. 4 В, в альтернативном конкретном варианте осуществления, предусматривающем наличие двух турбинных агрегатов 36, 37, ротор 119 верхней турбины 36 соединен с возможностью-9 005884 привода посредством шестигранной (или аналогичной) муфты 132 с ротором нижней турбины 37, которая, по существу, аналогична верхней турбине 36. В еще одном альтернативном конкретном варианте осуществления, нижняя турбина 37 может быть в свою очередь соединена с возможностью привода посредством единственного редуктора либо посредством верхнего и нижнего редукторов (не показаны) и подходящих муфт с насосом 28. Как показано на фиг. 8, единственный или каждый редуктор может быть редуктором планетарного типа, имеющим ведомое солнечное зубчатое колесо 136, неподвижный кольцевой зубчатый венец 137 и четыре сателлита 138, установленные в водиле 139, которое обеспечивает выходное движение в том же направлении, что и направление вращения ведомого солнечного зубчатого колеса 136. При эксплуатации турбины 36 движущая текучая среда попадает в верхний переводник 103 и проходит вниз в полукруглые подающие каналы 114 верхней турбины 36 между ее внешним корпусом 111 и статором 112, вследствие чего выбрасывается в виде струи через сопла 117 в полость 118, где установлен ротор 119, оказывая таким образом ударное воздействие на ковши 130 ротора. Движущая текучая среда отводится из полости 118 через отводные отверстия 128 вниз в центральный отводной канал 129 внутри центрального элемента 124 ротора, пока не достигает его нижнего конца 124 а, введенного в зацепление в шестигранной муфте 32 (в случае, если предусмотрены два турбинных агрегата 36, 37), соединяющей его с возможностью привода с закрытым верхним концом 124b ротора 119 нижней турбины 37. Конечно,если турбина 26 включает лишь один турбинный агрегат 36, то движущая текучая среда отводится из выпускного канала 38 турбины, как показано на фиг. 1. Затем текучая среда выходит в радиальном направлении наружу из отверстий 132 а, предусмотренных в шестигранной муфте 132 нижней турбины, а потом проходит в полукруглые подающие каналы 114 нижней турбины 37 между ее внешним корпусом 111 и статором, приводя в движение нижнюю турбину 37 так же, как верхнюю турбину 36. Следует понять, что нижняя турбина, по существу, приводится в движение последовательно с верхней турбиной. Это оказывается довольно действенным и эффективным при условии эффективного параллельного привода внутри каждой из верхней и нижней турбин. Движущий буровой раствор, отводимый из нижней турбины, затем проходит по центральным каналам, проходящим сквозь внутренность редукторов (если они есть), и выпускается по выпускному каналу 38. Если турбинный агрегат является единственным, как показано на чертежах, и предназначен для использования в скважинном узле диаметром 3,125 дюйма (8 см), а давление подачи движущей текучей среды составляет 70 кг/см 2, то можно получить выходной крутящий момент порядка 2,5 мкг при 6000 об/мин. Тогда при понижающем передаточном отношении 3:1 можно получить выходной крутящий момент порядка 8 мкг при 2000 об/мин. С помощью проиллюстрированной системы можно получить выходной крутящий момент порядка 25 мкг при 600 об/мин, что сравнимо с рабочей характеристикой обычного электродвигателя Moineau аналогичного типоразмера или обычной скважинной турбины,имеющей диаметр 4,75 дюйма (12 см) и длину 50 футов (15,24 м). Следует понять, что в вышеописанную турбину можно внести различные изменения. Так, например, профили ковшей 130 и их ориентацию, а также конфигурацию и ориентацию сопел 117 - все это можно изменять с тем, чтобы повысить КПД турбины. Турбина 236, показанная на фиг. 9-13, в основном аналогична тем, которые показаны на фиг. 3-8, и содержит внешний корпус 141, в котором неподвижно установлен статор 142, имеющий внешний профиль 143 в основном ромбовидного сечения и ограничивающий вместе с внешним корпусом 141 четыре в основном сегментообразных подающих канала 144 движущей текучей среды, распределенных через некоторые угловые интервалы и находящихся между упомянутыми профилем и корпусом. На направленном по часовой стрелке конце 145 каждого канала 144 предусмотрен подающий канал 146, обеспечивающий подающее сопло 147 движущей текучей среды, направленное в основном по касательной к полости 148 цилиндрического профиля, ограниченной статором 142, внутри которой находится ротор 149. Ротор 149 установлен с возможностью вращения посредством подходящих втулок и подшипников 150, 151 в концевых частях 152 а, 152b, которые выступают наружу на каждом конце 153 а, 153b статора 142. Как показано на фиг. 10, 11 и 12, ротор 149 содержит удлиненный трубчатый центральный элемент 154, который имеет ряд фланцев 156, отстоящих друг от друга в осевом направлении и имеющих пазы 155, расположенные в радиальном направлении внутрь фланцев 156, в которых неподвижно установлены четыре отстоящих друг от друга в осевом направлении группы лопаток 157 турбины, имеющих профиль цилиндрической трубки либо аэродинамическую или гидродинамическую форму и образующих совокупность из четырех рядов 158A-D лопаток рабочего колеса турбины группы, простирающихся в продольном направлении вдоль центральной оси вращения ротора 149. На фиг. 10 представлено поперечное сечение через ряд 158 А лопаток рабочего колеса турбины, а также показаны четыре сопла 147 для направления струй движущей текучей среды на лопатки 157, а также ряд отводных отверстий 159', отстоящих друг от друга на некоторые угловые интервалы и проходящих в радиальном направлении внутрь через трубчатый центральный элемент 154 к центральному внутреннему отводному каналу 159 движущей текучей среды. Внутри трубчатого центрального элемента 154 предусмотрен шпиндельный элемент 160, на котором установлен ряд кольцевых уплотняющих элементов 161 А-С для изоляции друг от друга- 10005884 отрезков 159'А-С внутреннего отводного канала движущей текучей среды. Дополнительный отрезок 159'D внутреннего отводного движущей канала текучей среды изолирован от предыдущего отрезка 159'С выполненной как единое целое с ними концевой стенкой 162. Между противоположными фланцами 156',156" каждой пары последовательных рядов 158A-D лопаток рабочего колеса турбины статор 142 снабжен относительно большими отверстиями 163, которые вместе с отверстиями 164 в трубчатом центральном элементе 154 обеспечивают возвратные проточные каналы 165 движущей текучей среды, предназначенные для прохождения движущей текучей среды, отводимой из отводных отверстий 159 расположенного выше по течению ряда 158 А лопаток рабочего колеса турбины в соответствующий внутренний отводной канал 159' движущей текучей среды к подающему каналу 144 движущей текучей среды ряда 158 В лопаток рабочего колеса турбины, расположенного непосредственно ниже по течению от предыдущего ряда, для обеспечения последовательной взаимосвязи упомянутых рядов 158 А, 158 В лопаток рабочего колеса турбины. Как показано на фиг. 11, отверстия 164 в трубчатом центральном элементе 154 ориентированы в основном по касательной, чтобы повысить КПД потока текучей среды. Как можно заметить из чертежей, подающие трубные каналы 146 движущей текучей среды выполнены в форме относительно больших пазов, имеющих осевую протяженность, почти равную осевой протяженности лопаток 157 турбины, так что проточная способность по текучей среде и мощность каждого ряда 158 А, и т.д., лопаток рабочего колеса турбины фактически аналогичны соответствующим параметрам каждого из турбинных блоков 36, 37, с его последовательностью из 12 рядов лопаток рабочих колес турбины, соединенных параллельно (как показано на фиг. 5) в вышеописанном конкретном варианте осуществления. Чтобы изолировать подающие каналы 144 движущей текучей среды в последовательных рядах 158 А, 158 В лопаток рабочего колеса ротора друг от друга, фланцы 156, служащие опорами лопаткам 157 турбины, снабжены вокруг своих окружных поверхностей лабиринтными уплотнениями 166,обеспечивающими малое трение. Как будет очевидно из фиг. 9, плотное и компактное сочленение и расположение четырех рядов 158A-D лопаток рабочего колеса турбины требует значительно меньшего количества подшипников и уплотнений, тем самым значительно уменьшая потери на трение по сравнению с компоновкой того типа,который проиллюстрирован на фиг. 3-5, а также требует значительно уменьшенной длины, тем самым обеспечивая значительно больший крутящий момент и выходную мощность при заданной длине и размере турбины по сравнению с ранее известными турбинами. В других отношениях турбина, показанная на фиг. 9-13, в основном аналогична турбинам, показанным на фиг. 3-8. Так, лопатки 157 турбины образуют вогнутые ковши 167, ориентированные таким образом, что их вогнутые внутренние поверхности 168, принимающие движущую текучую среду, обращены против часовой стрелки и назад от обычного направления вращения по часовой стрелке, характерного для ротора 149 турбины при эксплуатации этой турбины, так что принимаемая ими текучая среда может свободно вытекать из ковшей 167 и, возможно, вытекать из отводных отверстий 159. При эксплуатации устройства движущая текучая среда попадает в верхний переводник 103 и проходит вниз в подающие каналы 144 первого ряда 158 А лопаток рабочего колеса турбины между ее внешним корпусом 141 и статором 142, вследствие чего выбрасывается в виде струи через сопла 147 в полость 148, где установлен ротор 149, оказывая таким образом ударное воздействие на ковши 167 ротора. Движущая текучая среда отводится из полости 148 через отводные отверстия 159 вниз в центральный отводной канал 159' внутри центрального трубчатого элемента 154 ротора, после чего возвращается в радиальном направлении наружу через возвратный проточный канал 165 движущей текучей среды в подающий канал 144 движущей текучей среды следующего ряда 158 В лопаток рабочего колеса турбины, а затем процесс повторяется. При наличии единого четырехступенчатого турбинного агрегата, как показано на фиг. 9-13, предназначенного для использования в скважинном узле диаметром 3,125 дюйма (8 см) при массовом расходе движущей текучей среды, составляющем 110 американских галлонов в минуту (416 литров в минуту), и давлении подачи, составляющем 1000 фунтов на квадратный дюйм (70 кг/см 2), можно получить на выходе 8200 об/мин и 17 футофунтов (2,4 мкг). При понижающем передаточном отношении 12:1, можно получить выходной крутящий момент 208,4 футо-фунтов (28,8 мкг) при 683 об/мин, что сравнимо с рабочей характеристикой обычного электродвигателя Moineau аналогичного диаметра, но вдвое большей длины, и обычной скважинной турбины большего диаметра и более чем вчетверо большей длины. В вышеизложенные варианты можно внести изменения, находящиеся в рамках объема притязаний настоящего изобретения. Любая из трубы движущей текучей среды турбины и/или возвратной трубы скважинной текучей среды или обе эти трубы могут проходить на поверхность. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Узел скважинного насоса, содержащий турбину и насос, причем турбина соединена с насосом для осуществления привода насоса и является центробежной турбиной.- 11005884 2. Узел по п.1, в котором по меньшей мере часть насоса изолирована по меньшей мере от части турбины. 3. Узел по п.1 или 2, в котором насос включает входной канал для текучей среды и выходной канал для текучей среды, при этом входной канал гидравлически изолирован по меньшей мере от части турбины. 4. Узел по п.3, в котором входной канал насоса для текучей среды гидравлически изолирован от выходного канала турбины для текучей среды. 5. Узел по любому из пп.1-4, в котором выходной канал насоса для текучей среды сообщен посредством текучей среды с выходным каналом турбины для текучей среды. 6. Узел по любому из пп.1-4, в котором турбина включает выходной канал для текучей среды, изолированный от выходного канала насоса для текучей среды. 7. Узел по п.6, в котором выходной канал турбины для текучей среды отдален от насоса для обеспечения выпуска движущей текучей среды турбины в месте, отдаленном от насоса. 8. Узел по п.7, в котором выходной канал турбины для текучей среды при эксплуатации расположен ниже по стволу скважины, чем выходной канал насоса для текучей среды. 9. Узел по любому из пп.1-8, в котором насос гидравлически изолирован от турбины пакером и предназначен для размещения в пакере для уплотнения пакером кольцевого пространства, ограниченного насосом и стволом скважины, в котором расположен узел. 10. Узел по п.9, в котором турбина и насос включают выходные каналы, расположенные выше по течению от пакера. 11. Узел по любому из пп.1-9, дополнительно содержащий выпускное средство в виде выпускной трубы, соединенной с узлом насоса и ограничивающей выходной канал, образующий выходной канал турбины для текучей среды. 12. Узел по любому из пп.1-11, в котором турбина непосредственно соединена с насосом. 13. Узел по любому из пп.1-11, дополнительно содержащий блок редуктора между турбиной и насосом. 14. Узел по любому из пп.1-13, включающий подающую трубу для подачи движущей текучей среды в турбину и возвратную трубу для возврата скважинной текучей среды и/или движущей текучей среды турбины на поверхность. 15. Узел по п.14, в котором подающая и возвратная трубы представляют собой гибкие трубы, свертываемые в бухты. 16. Узел по п.14 или 15, в котором подающая и возвратная трубы уплотнены изолирующими средствами для предотвращения возвратного потока на поверхность, направляемого по возвратной трубе. 17. Узел по любому из пп.1-13, который предназначен для соединения непосредственно со скважинной трубой с целью подачи движущей текучей среды турбины в узел и выполнен с возможностью извлечения скважинной текучей среды через кольцевое пространство, ограниченное между стволом скважины, в котором расположен узел, и узлом. 18. Узел по п.17, дополнительно содержащий выпускную трубу, проходящую через турбину и насос до места выпуска, удаленного от узла. 19. Узел по п.1, в котором в турбине при эксплуатации движущая текучая среда, попадающая в полость из подающего канала через сопловые средства, бьет по лопаточным средствам турбины и отводится из полости через выходные отверстия, отстоящие друг от друга на угловые интервалы, из сопловых средств в направлении ниже по течению и в отводные каналы. 20. Узел по любому из пп.1-19, в котором скорость вращения турбины регулируется для достижения баланса скорости вращения турбины со скоростью вращения насоса. 21. Узел по любому из пп.1-20, в котором турбина содержит трубчатый полый корпус, имеющий полость, в которой размещен установленный с возможностью вращения ротор, содержащий по меньшей мере один ряд лопаток рабочего колеса турбины, представляющий собой кольцевой ряд распределенных через угловые интервалы лопаток, ориентированных таким образом, что их поверхности, принимающие движущую текучую среду, обращены в основном против направления вращения ротора вперед, и проходящий в основном вдоль оси внутренний канал движущей текучей среды, расположенный в радиальном направлении в основном внутри ротора, причем корпус имеет проходящий в основном вдоль оси наружный канал движущей текучей среды, при этом один из внутреннего и наружного каналов движущей текучей среды представляет собой подающий канал движущей текучей среды и снабжен по меньшей мере одним выходным соплом, выполненным и расположенным с возможностью направления по меньшей мере одной струи движущей текучей среды на поверхности лопаток, принимающие движущую текучую среду по меньшей мере одного ряда лопаток при прохождении лопаток мимо сопла для придания вращательного движения ротору, а другой из каналов представляет собой отводной канал движущей текучей среды и снабжен по меньшей мере одним отводным отверстием для отвода движущей текучей среды от по меньшей мере одного ряда лопаток рабочего колеса турбины. 22. Узел по любому из пп.1-20, в котором турбина содержит корпус турбины, имеющий полость, в которой заключен установленный с возможностью вращения ротор, содержащий по меньшей мере два- 12005884 ряда лопаток рабочего колеса турбины, каждый из которых представляет собой кольцевой ряд распределенных через некоторые угловые интервалы лопаток, ориентированных таким образом, что их поверхности, принимающие движущую текучую среду, обращены в основном против направления вращения ротора вперед, и проходящий в основном вдоль оси внутренний канал движущей текучей среды, расположенный в радиальном направлении в основном изнутри от каждого ряда лопаток рабочего колеса турбины, причем корпус имеет проходящий в основном вдоль оси наружный канал движущей текучей среды,связанный с каждым рядом лопаток турбины, при этом один из внутреннего и наружного каналов движущей текучей среды представляет собой подающий канал движущей текучей среды и снабжен по меньшей мере одним выходным соплом, выполненным и расположенным с возможностью направления по меньшей мере одной струи движущей текучей среды на поверхности лопаток, принимающие движущую текучую среду при прохождении лопаток мимо по меньшей мере одного сопла для придания вращательного движения ротору, а другой из каналов представляет собой отводной канал движущей текучей среды и снабжен по меньшей мере одним отводным отверстием для отвода движущей текучей среды от рядов лопаток рабочего колеса турбины, при этом соседние ряды лопаток рабочего колеса турбины отстоят в осевом направлении друг от друга и снабжены возвратными проточными каналами движущей текучей среды, расположенными между этими рядами и соединяющими отводной канал расположенного выше по течению ряда лопаток рабочего колеса турбины с подающим каналом расположенного ниже по течению ряда лопаток рабочего колеса турбины для обеспечения последовательной взаимосвязи рядов лопаток рабочего колеса турбины. 23. Узел по любому из пп.20-22, в котором размер сопла турбины регулируется для изменения вращательной скорости турбины для достижения баланса скорости вращения турбины со скоростью вращения насоса. 24. Узел по любому из пп.1-23, в котором турбина выполнена с возможностью привода, по меньшей мере, частично посредством извлекаемой скважинной текучей среды. 25. Узел по п.24, в котором турбина выполнена с возможностью привода, по меньшей мере, частично посредством воды, отделяемой от извлекаемой скважинной текучей среды. 26. Узел по п.24, в котором турбина выполнена с возможностью привода по меньшей мере частично посредством нефти, отделяемой от извлекаемой скважинной текучей среды. 27. Узел скважинного инструмента, содержащий скважинную трубу и узел скважинного насоса по любому из пп.1-26, соединенный со скважинной трубой и предназначенный для размещения в стволе скважины. 28. Скважина, содержащая ствол скважины, скважинную трубу, размещенную в стволе скважины, и узел скважинного насоса по любому из пп.1-26, соединенный со скважинной трубой и размещенный в стволе скважины в области продуктивного пласта, содержащего скважинную текучую среду. 29. Способ извлечения скважинных текучих сред, включающий следующие этапы: соединение центробежной турбины с насосом для образования узла скважинного насоса; соединение узла насоса со скважинной трубой; опускание скважинной трубы и узла скважинного насоса в ствол скважины и размещение узла скважинного насоса в области продуктивного пласта, содержащего скважинную текучую среду; подача движущей текучей среды в ствол скважины для осуществления привода турбины, обеспечивающей привод насоса и извлечение скважинной текучей среды из ствола скважины. 30. Способ по п.29, предусматривающий соединение узла насоса с насосно-компрессорной трубой посредством подающей трубы текучей среды турбины и посредством возвратной трубы текучей среды для извлечения скважинной текучей среды, а также подачу движущей текучей среды по подающей трубе движущей текучей среды турбины для осуществления привода турбины и, в свою очередь, приведения в действие насоса для извлечения скважинной текучей среды по возвратной трубе. 31. Способ по п.30, дополнительно предусматривающий уплотнение подающей трубы движущей текучей среды турбины и возвратной трубы текучей среды относительно ствола скважины. 32. Способ по п.29, предусматривающий соединение турбины непосредственно с насоснокомпрессорной трубой и подачу движущей текучей среды по насосно-компрессорной трубе для осуществления привода турбины, а также извлечение скважинной текучей среды через кольцевое пространство, ограниченное между узлом скважинного насоса и стволом скважины. 33. Способ по любому из пп.29-32, дополнительно предусматривающий изоляцию входного канала насоса от выходного канала турбины для изоляции входного канала насоса от движущей текучей среды турбины. 34. Способ по любому из пп.29-33, дополнительно предусматривающий смешение скважинной текучей среды с движущей текучей средой турбины, отводимой из этой турбины, в области выходного канала насоса и возврат скважинной текучей среды на поверхность. 35. Способ по любому из пп.29-34, дополнительно предусматривающий нагнетание отработанной движущей текучей среды турбины в пласт.- 13005884 36. Способ по п.35, предусматривающий соединение отводящего средства с узлом насоса, ограничивающим выходной канал турбины, и изоляцию выходного канала турбины от насоса для нагнетания отработанной движущей текучей среды в пласт. 37. Способ по любому из пп.35 или 36, предусматривающий нагнетание отработанной движущей текучей среды турбины в пласт в некотором месте, отдаленном от узла насоса. 38. Способ по любому из пп.29-35, предусматривающий подачу движущей текучей среды, по меньшей мере, частично содержащей извлекаемую скважинную текучую среду, к турбине для осуществления привода турбины. 39. Способ по п.38, предусматривающий подачу движущей текучей среды, по меньшей мере, частично содержащей извлекаемую воду. 40. Способ по любому из пп.38 или 39, предусматривающий подачу движущей текучей среды, по меньшей мере, частично содержащей извлекаемую нефть. 41. Способ по любому из пп.38 или 39, предусматривающий разделение извлеченной скважинной текучей среды, по меньшей мере, на воду и компоненты нефти, а также подачу отделенной воды к турбине для осуществления привода турбины. 42. Способ по любому из пп.29-35, предусматривающий подачу движущей текучей среды, по меньшей мере, частично содержащей газ, к турбине для осуществления привода турбины. 43. Способ по любому из пп.29-35 или 42, предусматривающий подачу движущей текучей среды,по меньшей мере, частично содержащей водяной пар, к турбине для осуществления привода турбины. 44. Способ по любому из пп.29-43, предусматривающий балансировку рабочей скорости турбины с рабочей скоростью насоса. 45. Способ по п.44, предусматривающий регулирование размера выходного сопла турбины, выполненного и расположенного с возможностью направления по меньшей мере одной струи движущей текучей среды на ряд лопаток турбины, имеющийся в турбине, для изменения скорости течения текучей среды через турбину.