Способ добычи сланцевого газа


 


Владельцы патента RU 2503799:

Открытое акционерное общество "Газпром промгаз" (RU)

Изобретение относится к горному делу, в частности к добыче газа из сланцевых месторождений. Обеспечивает создание в газосланцевой залежи коллекторов большого сечения с хорошо развитой трещиноватой структурой как на боковой поверхности бурового канала, так и в виде площадных трещин в массиве газосланцевой залежи. Сущность изобретения: способ включает строительство основной скважины, ствол которой имеет вертикальный и горизонтальный участки, последний из которых размещают в продуктивном сланцевом пласте, и стимулирование притока газа к горизонтальной части ствола с помощью выполнения гидравлических разрывов продуктивного сланцевого пласта по ее протяженности. Согласно изобретению добычу газа осуществляют в следующей технологической последовательности: из вертикального ствола основной скважины бурят вокруг него несколько боковых горизонтальных стволов, которые пространственно ориентируют, в том числе в азимутальной плоскости, размещенной между кровлей и подошвой продуктивного сланцевого пласта. На каждый торцевой конец боковых горизонтальных стволов бурят вспомогательную вертикальную скважину и соединяют ее с боковым горизонтальным стволом методом гидравлического разрыва. В качестве рабочей жидкости гидроразрыва применяют только чистую воду. Стимулирование притока газа в боковых горизонтальных стволах осуществляют различными методами. При этом для оценки эффективности методов стимулирования проводят гидродинамические исследования дренирующей способности каждого бокового горизонтального ствола до и после осуществления соответствующего метода стимулирования притока газа. 5 з.п. ф-лы, 1 пр., 1 ил.

 

Изобретение относится к горному делу, в частности к добыче газа из сланцевых месторождений.

Известен способ извлечения метана из глубокозалегающих газосланцевых залежей [1. Сильверстов Л.К. Газоносные сланцы Северной Америки - источник природного газа. Ж. «Энергия, экономика, техника, экология», 2010, №3, сс.12-16]. Это техническое решение, наиболее близкое к заявляемому изобретению, заключается в бурении на газосланцевую залежь вертикально-горизонтальных скважин. По длине горизонтального ствола проводят в отдельных местах перфорацию, а затем через них гидравлический разрыв сланцевой породы. При этом используют пропант (твердые, калиброванные частицы) и в качестве носителя пропанта - особый гель. Гель, как правило, представляет собой жидкую смесь различных химических реагентов (метанол, полимеры и др.) [2. RU, патент №2280762, 2006 г.]. По длине горизонтального ствола проводят до 10 гидроразрывов, один интервал такого гидроразрыва обходится примерно в 100000 долл. США.

Негативными отличиями этого технического решения стимуляции горизонтального ствола в газосланцевой залежи являются:

- используется только малая поверхность горизонтального ствола, т.к. перфорация его производится только локально в отдельных зонах;

- высокая стоимость затрат на перфорацию и на процесс многоэтапного гидроразрыва;

- загрязнение гидросферы, в том числе горизонтов питьевой воды, химическими реагентами при гидроразрыве.

Известно также техническое решение по проведению гидравлического разрыва угольного пласта и промывке образовавшейся щели на чистой воде [3. RU, патент №2041347, 1995; патент №2209968, 2003]. Однако оно не рассчитано на расширение буровых каналов, тем более в сланцевых породах. Другим техническим решением стимуляции дренирующей способности является огневая проработка буровых каналов в угольном пласте [4. RU, патент №2209984, 2003]. Однако оно не было адаптировано к месторождению сланцев. Огневую проработку буровых каналов в сланцевом пласте до сих пор не проводили и параметры перемещения прямоточного и противоточного очага горения неизвестны.

И, наконец, известно использование взрывов в заполненном водой каналах [5. Адушкин В.В., Тихомиров A.M. Волна сжатия при взрыве цилиндрического заряда, Ж. «ФТПРПИ», 1986, №4, сс.38-47].

Необходимо техническое и технологическое воплощение использования взрывной волны применительно к газосланцевой залежи.

Однако все перечисленные технические решения не отвечают комплексной проблеме эффективного извлечения сланцевого газа.

Целью предлагаемого способа является создание в газосланцевой залежи коллекторов большого сечения с хорошо развитой трещиноватой структурой как на боковой поверхности бурового канала, так и в виде площадных трещин в массиве газосланцевой залежи. При этом разрабатываемый способ должен быть не только эффективен технически и экономически, но и экологически безопасен.

Поставленная цель достигается тем, что добычу газа осуществляют в следующей технологической последовательности: из вертикального ствола основной скважины бурят вокруг него несколько боковых горизонтальных стволов, которые пространственно ориентируют, в том числе в азимутальной плоскости, размещенной между кровлей и подошвой продуктивного сланцевого пласта; на каждый торцевой конец боковых горизонтальных стволов бурят вспомогательную вертикальную скважину и соединяют ее с боковым горизонтальным стволом методом гидравлического разрыва, а в качестве рабочей жидкости гидроразрыва применяют только чистую воду; стимулирование притока газа в боковых горизонтальных стволах осуществляют различными методами, причем для оценки эффективности методов стимулирования проводят гидродинамические исследования дренирующей способности каждого бокового горизонтального ствола до и после осуществления соответствующего метода стимулирования притока газа.

В основном методе боковой горизонтальный ствол стимулируют путем гидроимпульсного воздействия на него попеременно водой и воздухом в следующей технологической последовательности: закрывают задвижку на головке основной вертикальной скважины, одновременно закачивают воду во вспомогательную вертикальную скважину бокового горизонтального ствола и повышают давление в нем до максимального, близкого к давлению разрыва на данной глубине; затем открывают упомянутую задвижку и начинают нагнетать воздух высокого давления во вспомогательную вертикальную скважину бокового ствола и снижают давление в разгружаемом горизонтальном боковом стволе до минимального; повторяют многократно переход от закачки воды на нагнетание воздуха; оценивают количество вынесенных кусков сланцевой породы, эквивалентное объему расширенного бокового ствола.

В предлагаемом способе предусмотрено также, что боковой горизонтальный ствол стимулируют огневым методом в следующей технологической последовательности: воспламеняют сланец в забое основного вертикального ствола, а в боковые вспомогательные вертикальные скважины нагнетают ограниченное количество воздушного дутья; контролируют перемещение очага горения навстречу нагнетаемому воздушному дутью по снижению гидравлического сопротивления горизонтального канала; а после стабилизации последнего отключают воздушное дутье и продувают горизонтальный канал азотом.

Боковой горизонтальный ствол стимулируют также методом взрыва в следующей технологической последовательности: укладывают в горизонтальном буровом канале взрывчатое вещество в оболочке; выводят его концы в основной или боковой вертикальные стволы скважин; в обоих обсаженных стволах устанавливают внизу пакерное устройство и производят взрыв заряда. Кроме того головку основной вертикальной скважины оборудуют задвижкой системы дистанционного автоматического управления ее закрытия и открытия.

При этом осуществляют все три метода стимулирования отдельных боковых горизонтальных стволов, оценивают удельные капитальные и текущие затраты, отнесенные к объему извлеченного сланцевого газа, и делают выводы о целесообразности промышленного применения каждого из методов стимулирования.

Сопоставительный анализ заявляемого решения с приведенными выше аналогами показывает, что разработку газосланцевой залежи с извлечением углеводородного газа (метана) из нее осуществляют через специально пробуренную систему скважин, в которой из обсаженного вертикального ствола бурят боковые горизонтальные стволы, необсаживаемые трубами, на их конец бурят вертикальные скважины, соединяемые с горизонтальным стволом гидравлическим разрывом сланцевой толщи чистой водой. При этом в качестве скважины-стока используют центральный обсаженный вертикальный ствол, головку которого оборудуют задвижкой с системой автоматического (дистанционного) управления ее закрытием и открытием, а для интенсификации притока сланцевого газа к боковым горизонтальным стволам применяют методы стимулирования, а именно, гидроимпульсное воздействие на стенки горизонтального ствола, его огневое расширение и взрывной эффект в нем. Все это соответствует критерию «новизна» для заявляемого способа.

Предлагаемый способ соответствует также изобретательскому уровню с критерием «существенные отличия», так как позволяет осуществлять не локальное воздействие на газосланцевую залежь, а площадное. Предлагаемые методы стимуляции горизонтальных стволов в газосланцевой залежи обеспечивают им высокую дренирующую способность, а, следовательно, большие притоки к ним сланцевого газа, при этом с минимальными затратами.

На графическом изображении приведена система буровых стволов по заявляемому изобретению.

Пример осуществления заявляемого способа

Прежде всего проанализируем известное решение [1], широко используемое на Западе. Вертикально-горизонтальная скважина состоит из вертикального и горизонтального стволов, при этом по длине горизонтального ствола осуществляют несколько гидроразрывов газосланцевой толщи. Проведение многоэтапных гидроразрывов требует соответственно многоразовых забойных сборок скважинного оборудования для перфорации, пакерной изоляции, а также гидроразрывов сланцевой залежи. Все это определяет высокую стоимость такого способа стимуляции горизонтального ствола несколькими гидроразрывами по длине. Последнее также обуславливает ограниченную по величине дренирующую поверхность. В заявляемом способе реализуется проточная схема нескольких скважин, соединенных в единую гидравлически связанную систему. Это позволяет применить несколько вариантов стимуляции горизонтального ствола, причем по всей его длине.

Согласно показанному на графическом изображении плану расположения скважин, из основного вертикального ствола 1 бурят несколько необсаживаемых горизонтальных стволов 2 (на схеме представлено по кругу четыре или восемь стволов), на каждый из них бурят вертикальные скважины 3. Используя современные навигационные средства удается соединить вертикальные скважины 3 с торцом горизонтальных каналов 2. В случае необходимости используют гидравлический разрыв сланцевой толщи чистой водой из вертикальных скважин 3. Кроме того горизонтальные стволы 2 могут располагать пространственно между кровлей и почвой сланцевого пласта.

Количество горизонтальных стволов определяют в зависимости от газонасыщенности газосланцевой залежи (в м3/км2) и их протяженности. В проекте опытного пилотного (демонстрационного) предприятия по извлечению метана из газосланцевой залежи предусмотрено 4 боковых горизонтальных ствола. Это преприятие планируется реализовать в прибрежной зоне северо-восточной Сибири, где прогнозируется крупное газосланцевое месторождение на глубине более 1000 м.

Центральный вертикальный ствол 1 имеет диаметр в обсадке 12" (300 мм), а диаметры горизонтальных стволов 2 и вертикальных скважин 3(8) - 4" (100 мм).

После соединения скважин 3 с горизонтальными стволами 2 приступают к активной стимуляции последних с целью интенсификации притока к ним сланцевого газа. Причем в проекте пилотного предприятия предусмотрено испытание трех методов стимуляции притока сланцевого газа.

Первый вариант стимулирования заключается в пневмогидравлическом воздействии на стенки горизонтального ствола. С этой целью в один из горизонтальных стволов 2 через вертикальную скважину 3 закачивают чистую воду.

При этом задвижку на центральном вертикальном стволе 1 закрывают. При нагнетании 10-15 м3/мин воды давление на головке вертикальной скважины 1 постепенно повышается до величины, не превышающей давления гидроразрыва на этой глубине (для глубины 1000 м давление гидроразрыва составляет около 28,0-30,0 МПа). После этого задвижку на головке скважины 1 открывают, а в скважину 3 начинают нагнетать воздух высокого давления в количестве 1000-1500 м3/час. Давление на скважине 3 постепенно снижается, поток воды в горизонтальном канале 2 «разгоняется» и механически воздействует на его стенки, в истекающей из центрального вертикального ствола 1 водовоздушной смеси появляются куски отслоившейся сланцевой породы. После прекращения выноса твердых частиц задвижку на головке скважины 1 закрывают, а в скважину 3 начинают нагнетать воду, при этом давление на ней постепенно повышается до величины, близкой к давлению разрыва и т.д.

Эту технологическую последовательность повторяют многократно, что приводит к гидравлическим ударам в горизонтальном стволе 2 и отслаиванию породы с его боковых стенок, а, следовательно, его расширению. Кроме того при таком гидроимпульсном воздействии на массив образуются площадные трещины, уходящие вглубь от горизонтального ствола по всей его длине.

Для реализации этого метода стимуляции притока газа к горизонтальной дрене необходимы мобильные водяные насосы общей производительностью до 15-20 м3/мин (давление - до 30,0 МПа) и передвижной воздушный компрессор производительностью до 1500 м3/час (давление - до 30,0 МПа).

Второй вариант стимулирования заключается в огневом расширении горизонтального ствола 2. Для этого (согласно проведенному лабораторному эксперименту) в забое центрального вертикального ствола 1 с помощью специальных воспламенителей разжигают сланец. Нагнетают воздух в вертикальную скважину 3 в количестве 500-600 м /час и очаг горения перемещается навстречу потоку воздуха от вертикального ствола 1 к вертикальной скважине 3 со скоростью около 1,0 м/час. Скважину 1 оборудуют системой охлаждения. Таким образом, в течение около месяца горизонтальный буровой канал длиной 1000 м будет расширен до 0,4-0,6 м и прогрет на глубину до 1,0-1,5 м. После тушения очагов горения азотом, термически обработанная дрена между скважинами 1 и 3 будет активно дренировать сланцевый газ.

Третий вариант стимулирования заключается в укладке в горизонтальном стволе 2 штатного взрывчатого вещества в оболочке. Объем ствола заполнен водой, а обсаженные вертикальные стволы 1 и 3 изолируются установкой в нижней части пакеров. После этого инициируется взрыв уложенного в оболочке взрывчатого вещества. Вследствие малой сжимаемости воды ударные волны затухают очень медленно. При взрыве возникает газовый пузырь, давление внутри которого достигает сотен МПа. Ударная волна, возникающая вследствие расширения газов, то расширяется, то сжимается. В результате механических напряжений слои сланца на стенках бурового канала механически разрушаются и возникают необратимые деформации.

В эксперименте на стенде, проведенном в горизонтальном канале диаметром 150 мм, на расстоянии 1 м возникало давление 150 МПа. Пульсации ударной волны составляли всего лишь 0,5 с.

Кроме того экспериментально было показано, что заполнение горизонтального канала взрывчатым веществом (тротилом) желательно в пределах 5-20%. В этом случае давление в газовом пузыре максимально и разупрочнение сланцевой залежи тоже максимально.

С учетом проведенных стендовых экспериментов в опытно-промышленном объекте на одном из горизонтальных стволов 2 планируется уложить взрывчатое вещество (тротил) в оболочке диаметром 20-25 мм. Образовавшаяся взрывная волна должна произвести интенсивное обрушение в канале и газосланцевой залежи. После удаления образовавшейся мелочи твердых частиц в канале дренирующая способность горизонтального ствола 2 с активной трещиноватостью в породах залежи должна возрасти в сотни раз.

Для определения эффекта (каждого из рассмотренных трех вариантов стимулирования) притока сланцевого газа будут проведены соответствующие гидродинамические исследования сразу же после завершения бурения и после осуществления варианта стимулирования (гидроимпульсное, огневое, взрывное). Это даст основания для рекомендаций по промышленному использованию испытанных вариантов.

Реализация заявляемого способа планируется на демонстрационном (пилотном) объекте добычи сланцевого газа на северо-восточном газосланцевом месторождении (Якутия, Чукотка).

1. Способ добычи сланцевого газа, включающий строительство основной скважины, ствол которой имеет вертикальный и горизонтальный участки, последний из которых размещают в продуктивном сланцевом пласте, и стимулирование притока газа к горизонтальной части ствола с помощью выполнения гидравлических разрывов продуктивного сланцевого пласта по ее протяженности, отличающийся тем, что добычу газа осуществляют в следующей технологической последовательности: из вертикального ствола основной скважины бурят вокруг него несколько боковых горизонтальных стволов, которые пространственно ориентируют, в том числе в азимутальной плоскости, размещенной между кровлей и подошвой продуктивного сланцевого пласта; на каждый торцевой конец боковых горизонтальных стволов бурят вспомогательную вертикальную скважину и соединяют ее с боковым горизонтальным стволом методом гидравлического разрыва, а в качестве рабочей жидкости гидроразрыва применяют только чистую воду; стимулирование притока газа в боковых горизонтальных стволах осуществляют различными методами, причем для оценки эффективности методов стимулирования проводят гидродинамические исследования дренирующей способности каждого бокового горизонтального ствола до и после осуществления соответствующего метода стимулирования притока газа.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что боковой горизонтальный ствол стимулируют путем гидроимпульсного воздействия на него попеременно водой и воздухом в следующей технологической последовательности: закрывают задвижку на головке основной вертикальной скважины, одновременно закачивают воду во вспомогательную вертикальную скважину бокового горизонтального ствола и повышают давление в нем до максимального, близкого к давлению разрыва на данной глубине; затем открывают упомянутую задвижку и начинают нагнетать воздух высокого давления во вспомогательную вертикальную скважину бокового ствола и снижают давление в разгружаемом горизонтальном боковом стволе до минимального; повторяют многократно переход от закачки воды на нагнетание воздуха; оценивают количество вынесенных кусков сланцевой породы, эквивалентное объему расширенного бокового ствола.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что боковой горизонтальный ствол стимулируют огневым методом в следующей технологической последовательности: воспламеняют сланец в забое основного вертикального ствола, а в боковые вспомогательные вертикальные скважины нагнетают ограниченное количество воздушного дутья; контролируют перемещение очага горения навстречу нагнетаемому воздушному дутью по снижению гидравлического сопротивления горизонтального канала; а после стабилизации последнего отключают воздушное дутье и продувают горизонтальный канал азотом.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что боковой горизонтальный ствол стимулируют методом взрыва в следующей технологической последовательности: укладывают в горизонтальном буровом канале взрывчатое вещество в оболочке; выводят его концы в основной или боковой вертикальные стволы скважин; в обоих обсаженных стволах устанавливают внизу пакерное устройство и производят взрыв заряда.

5. Способ по п.2, отличающийся тем, что головку основного вертикального ствола оборудуют задвижкой системы автоматического - дистанционного управления ее закрытием и открытием.

6. Способ по любому из пп.1-5, отличающийся тем, что осуществляют все три метода стимулирования по пп.2-4 отдельных боковых горизонтальных стволов, оценивают удельные капитальные и текущие затраты, отнесенные к объему извлеченного сланцевого газа, и делают выводы о целесообразности промышленного применения каждого из методов стимулирования.



 

Похожие патенты:

Способ освоения и эксплуатации скважин с высоковязкой продукцией и устройства для его реализации относятся к области нефтедобывающей промышленности и могут быть использованы для подъема продукции скважины при их освоении и эксплуатации.

Изобретение относится к механизированной добыче нефти и может быть использовано для эксплуатации скважин, преимущественно среднедебитных и малодебитных, оборудованных погружными глубинными насосами.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначена для установки подземного скважинного оборудования в нагнетательных, нефтяных, газовых или газоконденсатных скважинах.

Группа изобретений относится к добыче нефти и может быть применена независимо от геолого-технических характеристик добывающих скважин, а также физико-химических показателей добываемой нефти.

Группа изобретений относится к способам выполнения нефтепромысловых операций. Этапы способа содержат получение массивов данных о нефтяном месторождении, связанных с нефтепромысловыми объектами.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, пласты которых представляют собой водо- и нефтенасыщенные зоны, разделенные непроницаемыми естественными пропластками, и предназначено для изоляции заколонных перетоков в скважинах между водо- и нефтенасыщенной зонами пласта.

Изобретение относится к нефтегазодобыче и может быть использовано на стадиях строительства, эксплуатации, консервации и ликвидации скважин многопластовых нефтегазоконденсатных месторождений для определения природы углеводородных газов, поступивших в межколонные пространства скважин, или газов бурового раствора.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины, через которую добывают высоковязкую нефть. Обеспечивает возможность приведения в рабочее положение глубинно-насосного оборудования при зависании колонны штанг прямой или обратной промывкой скважины без подъема из скважины этого оборудования.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обнаружениях солеотложений в нефтепромысловом трубопроводе. .
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве скважины малого диаметра в сложных геологических условиях. .

Группа изобретений относится к области добычи полезных ископаемых из подземных месторождений, в частности касается способа обеспечения доступа к подземному угольному пласту. Способ образования скважины в угольном пласте, включающий бурение скважины, имеющей главным образом горизонтальный ствол, в угольном пласте, с использованием содержащего жидкость промывочного раствора, и снижение давления в нисходящей скважине в достаточной мере для того, чтобы режимы бурения не были выше сбалансированных для бурения главным образом горизонтального ствола, за счет подачи насосом промывочных растворов из главным образом горизонтального ствола скважины на поверхность. Обеспечивает бурение в пластах со сверхнизким давлением без риска потери промывочной жидкости и закупорки пласта. 3 н. и 27 з.п. ф-лы, 11 ил.

Изобретение относится к области нефтяной промышленности и, более конкретно, к поиску и добыче нефти. Обеспечивает возможность создания системы разработки, обеспечивающей добычу нефти непосредственно из нефтеподводящего канала, соединяющего глубинный резервуар с нефтяной залежью. Сущность изобретения: способ заключается в выявлении нефтеподводящего канала промысловыми и геофизическими исследованиями, оценки его гидродинамической активности путем проведения многократных геофизических измерений и определения изменения измеряемых параметров во времени, бурении скважины непосредственно на нефтеподводящий канал. Согласно изобретению осуществляют локализацию выявленного канала путем бурения горизонтальной скважины вкрест простирания этого канала. Определяют мощность нефтеподводящего канала и бурят вторую горизонтальную скважину по простиранию нефтеподводящего канала по его осевой линии. Одновременно определяют текущую толщину нефтеподводящего канала и положение в нем пробуренной скважины. При этом скважину бурят по траектории в виде антиклинального перегиба, затем закачивают в эту скважину изолирующее вещество, создавая тем самым искусственную покрышку, после чего ниже этой скважины-покрышки, на глубине, превышающей радиус проникновения изолирующего вещества, бурят по крайней мере одну горизонтальную скважину, из которой производят отбор нефти. 7 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к способам ликвидации подземных хранилищ газа. Способ включает отбор активного объема газа и последующий отбор буферного объема газа. Буферный объем газа отбирают до полного его вытеснения углекислым газом или азотом, закачку которых производят при поддержании постоянного избыточного давления. Отбор буферного объема газа осуществляют стационарными газоперекачивающими агрегатами хранилища, а одновременную закачку углекислого газа или азота - передвижными компрессорными установками. Технический результат заключается в исключении взрывопожароопасности ликвидированного ПХГ и оседания земной поверхности над ПХГ при минимизации капитальных затрат. 1 ил.

Изобретение относится к способам и устройствам для дистанционного отслеживания, управления и автоматизации работы насосов, например для добычи углеводородов и осушения, а конкретнее к контроллеру для штоковых насосов, насосов с поступательной полостью, для управления впрыском скважины, приводов с переменной скоростью и т.п. для их непрерывной оптимизации. Технический результат заключается в обеспечении удаленного пользователя предупреждениями и сообщениями в реальном времени, генерируемыми непосредственно блоком диспетчера скважины, тем самым повышая удобство эксплуатации и сокращая аппаратные средства. Устройство и способ для управления и слежения за скважиной включают в себя независимый сетевой серверный компьютер, объединенный с контроллером насоса, расположенным на каждой скважине в нефтяном поле. Контроллер скважины управляет на месте скважинным насосом, обрабатывает данные скважины и насоса, генерирует поверхностную и скважинную диаграммы и передает отчеты о добыче, рекомендации по улучшению добычи и статистику добычи на удаленные местоположения по Интернету. Контроллер можно дистанционно запрашивать на выдачу отчетов о добыче и т.п. далее, контроллер может инициировать предупреждения посредством электронной почты, текстовых сообщений или Интернет-сообщений, например, во время состояний по умолчанию. 4 н. и 15. з.п. ф-лы, 9 ил.

Изобретение относится к области энергетики и может быть использовано для выработки электроэнергии, полученной при утилизации топлив в факелах путем сжигания жидких, газообразных отходов лесной и сельскохозяйственной промышленности, биогаза, продуктов переработки бытовых отходов, продуктов подземной или промышленной газификации твердых топлив, отходов нефтедобычи и нефтепереработки. Способ включает подачу воздуха, сжатие его, подачу попутного нефтяного газа в энергетическую установку, их смешение и сжигание в энергетической установке с получением нагретого рабочего тела, причем сжигание производят циклически в части множества туннельных каналов, используя принцип детального теплового равновесия, передавая теплоту в термостате от рабочего тела при низком давлении стенке, сжатому воздуху при высоком давлении от стенки, затем преобразование энергии рабочего тела в полезную нагрузку, удаление рабочего тела в атмосферу. Энергетическая установка содержит компрессор 1, турбину 2, электрогенератор 3, камеру сгорания, элементы подвода атмосферного воздуха 18 и топлива 19. Она содержит устройство типа термостат 4, который выполнен с множеством туннельных каналов 6 в массивном теле, при этом на заднем торце 10 которого одна часть каналов сообщена с выходом компрессора 1, а другая часть каналов соответственно сообщена с атмосферой через внутреннюю полость вытяжной трубы 14, на переднем торце 9 массивного тела термостата одна часть каналов сообщена со входом турбины 2, а другая часть каналов соответственно сообщена с выходом турбины, при этом выход турбины 2 соединен также с элементами подвода топлива 19 и внутренними полостями горелок 12, образуя камеру сгорания с многоканальными полостями устройства типа термостат. Установка содержит дополнительный привод 17, который соединен с устройством типа термостат, и обеспечивает ему, по меньшей мере, одну степень свободы движения. В ней устройство типа термостат 4 может быть выполнено из жаростойкой и жаропрочной высокотемпературной керамики. Изобретение позволяет повысить эффективность способа работы энергетической установки путем увеличения термического коэффициента полезного действия с одновременным уменьшением вредных выбросов. 2 н.п. ф-лы, 1 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтепромыслового оборудования с использованием его радиочастотной идентификации. Обеспечивает повышение надежности и оперативности поточного считывания информации с радиочастотных меток без предварительной очистки поверхности в течение длительного срока использования нефтепромыслового инструмента и оборудования в сложных скважинных условиях эксплуатации. Сущность изобретения: способ включает размещение радиочастотной метки на поверхности труб и оборудования с возможностью их считывания, обработку сигналов и их анализ. При этом радиочастотную метку размещают в месте с наименьшими нагрузками на растяжение, изгиб и кручение. В выбранном месте выполняют паз глубиной не более 8 мм и размером сторон или диаметром не более 30 мм. В паз помещают радиочастотную метку с размерами, не большими допустимого размера паза, при этом в качестве метки используют гибкую метку. 1 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к способу добычи нефти из обводненных скважин. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет более эффективной сепарации газа, охлаждения пластовой жидкости, притекающей к приему насоса, а также за счет исключения засорения бокового ствола цементным раствором. Сущность изобретения: способ включает предварительное определение уровня жидкости в скважине, бурение бокового ствола из основного ствола, установку в основном стволе временного цементного моста ниже точки зарезки бокового ствола, цементирование обводненного забоя основного ствола на уровне продуктивного пласта и размещение глубинно-насосного оборудования на забое с последующим отбором нефти. Для обеспечения разрыва струи и повышения эффективности сепарации газа после определения уровня жидкости в скважине последовательно осуществляют цементирование обводненного забоя основного ствола на уровне продуктивного пласта, установку в основном стволе временного цементного моста, бурение бокового ствола из точки основного выше динамического уровня жидкости в скважине. При этом дополнительно снижают передачу тепла со стенок скважины к глубинно-насосному оборудованию выполнением его четырехлопастных центраторов бочкообразной формы из материала с низкой теплопроводностью. 1 пр., 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при добыче текучих сред из глубоких скважин с применением глубинных насосов типа электроцентробежных насосов - ЭЦН. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет снижения энергетических затрат на подъем жидкости, повышения производительности ЭЦН и возможности увеличения глубины его установки в скважине. Сущность изобретения: способ включает спуск на колонне насосно-компрессорных труб ЭЦН и хвостовика из насосно-компрессорных труб с перфорированной нижней частью, изоляцию потока жидкости в межтрубном пространстве пакером, установленным на хвостовике, и регулирование направления потока жидкости для распределения его через внутреннюю полость колонны насосно-компрессорных труб и межтрубное пространство. Согласно изобретению перед спуском в скважину устанавливают обратный клапан на конце хвостовика и перфорируют колонну насосно-компрессорных труб в зоне устья скважины. В колонне насосно-компрессорных труб в зоне устья скважины выполняют перфорационные каналы. Эти каналы выполняют в 1,5-2 раза больше перфорационных каналов в нижней части хвостовика. 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке обводненной нефтяной залежи для разделения продукции нефтяных скважин на нефть и воду. Техническим результатом является упрощение конструкции сепарационной установки, повышение надёжности и эффективности работы установки. Скважинная сепарационная установка содержит установленную в скважине сепарационную камеру с трубопроводом подвода водонефтяной смеси, трубопроводы отвода воды и нефти с входными отверстиями. Сепарационная камера выполнена в виде внутренней полости герметичной скважины. При этом трубопровод подвода водонефтяной смеси спущен в сепарационную камеру на глубину, определяемую расстояниями от его нижнего конца до входных отверстий трубопроводов отвода воды и нефти, позволяющих отводить из сепарационной камеры в постоянном режиме воду и нефть в объемах, которые соответствуют обводненности водонефтяной смеси с учетом скорости всплытия нефти в воде. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

Группа изобретений относится к скважинным насосным системам, погружаемым в скважинные флюиды. Более конкретно, настоящие изобретения относятся к рециркуляции части потока, подаваемого погружным насосом скважинной насосной системы на впуск последней. Обеспечивает повышение надежности работы погружной насосной системы. Сущность решения: скважинная система размещена в скважине и содержит нижний насос с выпуском и впуском; рециркуляционную муфту, соединенную с выпуском нижнего насоса; верхний насос с выпуском и впуском, сообщенным с впуском нижнего насоса через рециркуляционную муфту; двигательный узел, подсоединенный под нижним насосом для приведения насосов в действие; канал впуска флюида в насосную систему, сообщенный с впусками нижнего и верхнего насосов; приводной вал, простирающийся от двигательного узла через нижний насос, рециркуляционную муфту и верхний насос; линию рециркуляции, впуск которой сообщен с рециркуляционной муфтой и с выпускным каналом, предназначенным для выпуска флюида из линии рециркуляции на стороне двигательного узла; канал, проходящий насквозь рециркуляционную муфту и имеющий нижнюю часть, сужающуюся по радиусу внутрь, и вал, проходящий через этот канал, образуя кольцеобразное пространство между валом и каналом, и при этом конфигурация рециркуляционной муфты позволяет направить часть флюида, принятого из выпуска нижнего насоса, на впуск верхнего насоса, а оставшуюся часть принятого потока - в линию рециркуляции. 2 н. и 11 з.п. ф-лы, 5 ил.
Наверх