Способ разработки продуктивной залежи



Способ разработки продуктивной залежи
Способ разработки продуктивной залежи
Способ разработки продуктивной залежи
Способ разработки продуктивной залежи
Способ разработки продуктивной залежи
Способ разработки продуктивной залежи
Способ разработки продуктивной залежи
Способ разработки продуктивной залежи
Способ разработки продуктивной залежи

 


Владельцы патента RU 2509877:

Закрытое Акционерное Общество "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН" (ЗАО "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН") (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к способам вскрытия зоны пласта, прилегающей к скважине, для интенсификации притока пластового флюида. Техническим результатом изобретения является повышение нефтеотдачи продуктивной залежи и снижение сроков ее разработки. Сущность изобретения: способ разработки продуктивной залежи включает изучение степени зональной неоднородности продуктивной залежи и ее неоднородности по толщине с использованием углерод-кислородного каротажа, осуществление поинтервальной - селективной перфорации продуктивной залежи в скважине в соответствии со степенью неоднородности упомянутой залежи. Для этого создают поинтервальную фильтрационную модель околоскважинного пространства, учитывающую его поинтервальные поля пористости, нефтенасыщенности, проницаемости, анизотропии пород, и объединенную фильтрационную модель совместной фильтрации флюидов к скважине по всей толщине продуктивной залежи. Определяют коэффициент связи каждого конкретного интервала скважины с продуктивной залежью в целом. После этого определяют площадь вскрытия каждого интервала продуктивной залежи по ее толщине в соответствии с аналитической зависимостью. Затем осуществляют собственно перфорацию скважины с использованием полученных данных по площади вскрытия каждого интервала продуктивной залежи кумулятивными зарядами, освоение скважины и последующую ее эксплуатацию. 2 табл., 4 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазовой области и, конкретно, к области разработки продуктивной залежи с использованием скважинной технологии. Большое значение характер и приемы применяемой разработки приобретают в тех случаях, когда продуктивная залежь является зонально неоднородной и/или неоднородной по своей толщине, когда соотношение фильтрационных характеристик продуктивной залежи в целом по месторождению с упомянутыми характеристиками в конкретной скважине, находящейся в зоне эксплуатационного фонда, носит условный характер. Особое значение это приобретает для простаивающих скважин, с сильно измененными начальными фильтрационными свойствами продуктивной залежи, объем которых в настоящее время достигает в нашей стране несколько тысяч.

Известен способ разработки продуктивной залежи, включающий перфорацию скважины, ее освоение и запуск в эксплуатацию (см., например, Минеев Б.П. и др., Практическое руководство по испытанию скважин, Москва, Недра, 1983, с.63-69).

Недостатком известного способа является низкая нефтеотдача продуктивной залежи и большие сроки ее разработки.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки продуктивной залежи, включающий определение величины проницаемости продуктивной залежи в добывающей скважине, оценку степени гидродинамического совершенства вскрытия упомянутой залежи, выбор плотности перфорации скважины, осуществление собственно перфорации, освоение скважины и запуск ее в эксплуатацию (см., например, Краткий справочник по прострелочно-взрывным работам в скважине, Москва, Недра, 1972, с.97-103).

Недостатком известного способа является то, что с его применением не может быть обеспечена надлежащая нефтеотдача продуктивной залежи. При этом, сроки разработки не являются оптимальными. Это объясняется тем, что вскрытие пластов и пропластков в продуктивной залежи осуществляют без учета геолого-технических данных, тем более текущих данных на момент непосредственного вскрытия по каждому пропластку, а перфорацию осуществляют с одинаковой плотностью. В результате, при разработке понижается охват продуктивной залежи по ее толщине, оказываются не вовлеченными в работу невырабатываемые пласты и пропластки при их совместной разработке - не обеспечивается равномерность выработки продуктивной залежи, что сказывается на сроках разработки упомянутой залежи в целом. Более того, зачастую из-за опасений возможности образования конуса обводнения в продуктивной залежи, осложненной близким расположением к продуктивной зоне водонефтяного контакта, вскрывают только 30-40% продуктивной толщи залежи.

Техническим результатом изобретения является повышение нефтеотдачи продуктивной залежи и снижение сроков ее разработки.

Необходимый технический результат достигается тем, что способ разработки продуктивной залежи включает изучение степени зональной неоднородности продуктивной залежи и ее неоднородности по толщине с использованием углерод-кислородного каротажа, осуществление поинтервальной - селективной перфорации продуктивной залежи в скважине в соответствии со степенью неоднородности упомянутой залежи, для чего создают поинтервальную фильтрационную модель околоскважинного пространства, учитывающую его поинтервальные поля пористости, нефтенасыщенности, проницаемости, анизотропии пород, и объединенную фильтрационную модель совместной фильтрации флюидов к скважине по всей толщине продуктивной залежи, определяют коэффициент связи каждого конкретного интервала скважины с продуктивной залежью в целом, после чего определяют площадь вскрытия (S, м2) каждого интервала продуктивной залежи по ее толщине в соответствии с зависимостью:

где:

rw - радиус скважины, м;

Сf - эмпирический коэффициент связи конкретного интервала вскрытия с продуктивной залежью в целом (Сf=(0,01-5)м3);

rо - эквивалентный радиус скважины, м;

K - проницаемость породы в конкретном интервале вскрытия, м2,

после чего осуществляют собственно перфорацию скважины, с использованием полученных данных по площади вскрытия каждого интервала продуктивной залежи, кумулятивными зарядами, освоение скважины и последующую ее эксплуатацию.

Сущность изобретения заключается в том, что в соответствии с настоящим изобретением предусматривают применение углерод-кислородного каротажа - УКК - одного из ядерно-физических методов изучения околоскважинного пространства. Этот вид каротажа является известным (см., например, Хисметов Т.В. и др., Решение промысловых задач с использованием данных ядерно-физических методов исследований скважин. Материалы III Международного научного симпозиума «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов». ОАО «ВНИИнефть» М., 2011 г., с.156-162, Методические рекомендации по применению ядерно-физических методов ГИС, включающих углерод-кислородный каротаж, для оценки нефте- и газонасыщенных пород-коллекторов в обсаженных скважинах», согласованные с ГКЗ МПР России. Москва-Тверь, 2006 г.).

По данному способу этот вид каротажа используют ввиду информативности данных на его основе, высокой достоверности этих данных и их достаточности для построения необходимых фильтрационных моделей.

УКК позволяет определять относительные содержания в породе семи основных элементов (О, Si, Fe, Ca, Mg, H, С), составляющих минеральный скелет (матрицу) горных пород, и четырех основных элементов (О, H, С, Cl), образующих флюид порового пространства. Таким образом, появляется возможность оценивать не только нефтенасыщенность, но и характер насыщенности при многофазном заполнении (нефть, газ, вода пластовая, вода закачиваемая) пор с разделением на фазовые составляющие, а также пористость и литологический состав горных пород.

Работы проводят в соответствии с инструкцией по подготовке скважины и оборудования к проведению геофизических работ и «Технической инструкцией по проведению геофизических исследований и работ на кабеле в нефтяных и газовых скважинах», Москва, 2001 г.

В качестве средства для проведения УКК используют прибор АИНК-89С при скоростях записи от 25 м/ч. Скважинная аппаратура оснащена цифровыми, программно-управляемыми приборами для регистрации различных характеристик нейтронных и гамма-полей.

Полученные данные подвергают обработке и интерпретации. При интерпретации данных применяют методики, основанные на элементном анализе горных пород и насыщающих их флюидов. Конечным результатом интерпретации является построение объемной многокомпонентной модели горной породы и порового пространства разреза с характеристикой текущей нефте- газо- водонасыщенности пластов.

Результаты интерпретации включают количественные определения:

- пористости (и ее составляющих), объемных содержаний компонентов твердой фазы пород-коллекторов, обеспечивающих качество оценки и анализа характеристик и параметров насыщенности;

- коэффициентов текущей нефте- и газонасыщенности;

- количества в поровом пространстве воды, газовой составляющей в нефтяных коллекторах и нефтяной в газовых;

- положений межфлюидальных контактов, а именно, водонефтяных контактов - ВНК, газоводяных контактов - ГВК и газонефтяных контактов - ГНК.

На основании полученных данных создают поинтервальную фильтрационную модель околоскважинного пространства, учитывающую его поинтервальные поля пористости, нефтенасыщенности, проницаемости, анизотропии пород. Поинтервальную фильтрационную - секторную модель создают путем распределения пористости, нефтенасыщенности, проницаемости, анизотропии пород в околоскважинном секторе, представляющем из себя цилиндр, в центре которого находится исследуемая скважина. Остальные параметры этого типа модели принимают либо по известным зависимостям от насыщенностей/пористости, либо по результатам привлечения аналогов. При наличии дополнительной информации, например, структурных поверхностей, объединенных фильтрационных полей, распределения насыщенности к началу разработки поинтервальную фильтрационную - секторную модель уточняют. Поинтервальную фильтрационную модель околоскважинного пространства создают для выполнения расчетов технологических показателей работы скважины на небольшой срок - не более 5 лет.

Кроме этой модели создают объединенную фильтрационную модель совместной фильтрации флюидов к скважине по всей толщине продуктивной залежи. На основе этой модели определяют коэффициент связи каждого конкретного интервала скважины с продуктивной залежью в целом. Модели фильтрации адаптируют к конкретным условиям продуктивной залежи. Для этого производят многовариантные расчеты, в которых уточняют наименее достоверные параметры поинтервальной - секторной фильтрационной модели для достижения сходимости контролируемых в процессе адаптации параметров (распределение полей насыщенности, дебитов и давлений исследуемой скважины). В результате всех действий определяют площадь вскрытия (S, м2) каждого интервала продуктивной залежи по ее толщине в соответствии с зависимостью (1).

Далее, по полученным значениям площади вскрытия (S, м2) каждого интервала продуктивной залежи по ее толщине составляют план вскрытия пласта.

Для осуществления селективной перфорации снаряжают перфоратор кумулятивными зарядами с соответствующими мощностями зарядов. При большой толщине продуктивной залежи используют секционный кумулятивный перфоратор длиной до нескольких десятков метров. Кумулятивные заряды против каждого интервала продуктивной толщи размещают по индивидуальной схеме - с различной площадью вскрытия - плотностью перфорации, индивидуальной ориентацией относительно оси перфоратора и индивидуальной схемой срабатывания. После этого осуществляют собственно вскрытие скважины кумулятивными зарядами.

Освоение скважины осуществляют тоже по индивидуальной схеме - с различной депрессией на каждый интервал скважины до выхода работы скважины на стабильный режим нефтеотдачи. После чего осуществляют режимную эксплуатацию скважины.

На фиг.1 в качестве иллюстрации приведен пример распределения полей нефтенасыщенности и пористости на момент проведения УКК.

На фиг.2 проиллюстрирована, в качестве примера, степень проявления коэффициента связи интервала скважины с продуктивной залежью в целом.

На фиг.3 проиллюстрирован, в качестве примера, характер изменения поинтервальной площади вскрытия продуктивной залежи по ее толщине.

В итоге исследований обеспечивают возможность интерпретации характеристики вскрытия продуктивной залежи по ее толщине и расчета поинтервальной эквивалентной площади вскрытия (S, м2) продуктивной залежи по аналитической зависимости:

где:

rw - радиус скважины, м;

Cf - эмпирический коэффициент связи конкретного интервала вскрытия с продуктивной залежью в целом (Сf=(0,01-5)м3);

rо - эквивалентный радиус скважины, м;

K - проницаемость породы в конкретном интервале вскрытия, м2.

Эмпирический коэффициент связи конкретного интервала вскрытия с продуктивной залежью в целом получен в результате оптимизационных вычислений и натурных исследований и является коэффициентом пропорциональности - вариантом формулы Дюпюи, адаптированной для фильтрационных расчетов:

q=CfMp(Pj-Pw)

Мр=kp,j/(Bpµp), где

q, м3/сут - объемный дебит соединения;

Р, Н/м2 - давление;

Вр, м33 - объемный коэффициент флюида;

µ, Па с - вязкость флюида;

kp, j, Па с - фазовая проницаемость флюида.

Способ осуществляют следующим образом на примере скв. 1503 Тананыкской площади.

В результате анализа стандартных геолого-геофизических данных по продуктивной залежи, вскрытой скв. 1503, устанавливают неоднородность этой залежи по толщине, не коррелирующейся с геолого-геофизическими данными соседних добывающих скважин. В результате, возникает необходимость в выработке индивидуальной схемы разработки продуктивной залежи с собственной программой ее вторичного вскрытия из условия обеспечения максимальной нефтеотдачи при минимальном обводнении и сроках разработки. Принимают решение о необходимости поинтервальной - селективной перфорации продуктивной залежи в данной скважине из условия обеспечения максимальной нефтеотдачи при минимальном обводнении и сроках разработки. Для определения алгоритма селективной перфорации для данной скважины с ее конкретными геологическими условиями осуществляют дополнительные исследования методом УКК. На основе него определяют текущую насыщенность и пористость (табл.1). На основании полученных данных создают поинтервальную фильтрационную модель околоскважинного пространства, учитывающую его поинтервальные поля пористости, нефтенасыщенности, проницаемости, анизотропии пород. Данная модель основана на принципах разделения пространства пласта на отдельные участки, имеющие собственные значения физико-гидродинамических и емкостных параметров, связанных единой системой математических уравнений. На базе этой модели создают объединенную фильтрационную модель совместной фильтрации флюидов к скважине по всей толщине продуктивной залежи. Для построения этой модели используют ранее упомянутые результаты исследований УКК, а также петрофизические и физико-химические зависимости, гидродинамические исследования скважин, геофизические исследования скважин, результаты сейсмических исследований пласта, истории разработки месторождения. На основе полученных моделей определяют коэффициент связи каждого конкретного интервала скважины с продуктивной залежью в целом. Модели фильтрации адаптируют к конкретным условиям продуктивной залежи. Для этого производят многовариантные расчеты, в которых предусматривают уточнение наименее достоверных параметров поинтервальной - секторной фильтрационной модели для достижения сходимости контролируемых в процессе адаптации параметров (распределение полей насыщенности, дебитов и давлений исследуемой скважины). В результате всех действий определяют площадь вскрытия (S, м2) - плотность перфорации каждого интервала продуктивной залежи по ее толщине в соответствии с ранее упомянутой зависимостью (1).

После этого осуществляют собственно перфорацию скважины, с использованием полученных данных по площади вскрытия каждого интервала продуктивной залежи, кумулятивными зарядами. Для этого, используя графические зависимости ОАО «ВНИПИвзрывгеофизика» (фиг.4), подбирают соответствующие комулятивные заряды и определяют количество перфорационных отверстий на 1 м вскрываемой толщины пласта (табл.2).

После чего для осуществления селективной перфорации снаряжают перфоратор кумулятивными зарядами. Кумулятивные заряды против каждого интервала продуктивной толщи размещают по индивидуальной схеме - с различной площадью вскрытия, плотностью перфорации. Возможно, также размещение зарядов с индивидуальной ориентацией относительно оси перфоратора и индивидуальной схемой срабатывания. После вскрытия пласта освоение скважины осуществляют тоже по индивидуальной схеме - с различной депрессией на каждый интервал скважины до выхода работы скважины на стабильный режим нефтеотдачи. После чего осуществляют режимную эксплуатацию скважины.

Таблица 2
Глубина залегания, м Тип заряда Кол-во отверстий на 1 м толщины пласта
2874,8 ЗПК105Н-ТВ-СП 14
2875,8 ЗПК105Н-ТВ-СП 17
2876,7 ЗПК105Н-ТВ-СП 12
2877,7 ЗПК105Н-ТВ-СП2 12
2878,6 ЗПК105Н-ГП 8
2879,6 ЗПК105Н-ГП 10
2880,6 ЗПК105Н-ГП 7
2881,5 ЗПК105Н-ГП 10
2882,5 ЗПК105Н-ТВ-СП2 12
2883,4 ЗПК105Н-ГП 8
2884,4 ЗПК105Н-ГП 6
2885,4 ЗПК105Н-ТВ-СП2 4
2886,3 ЗПКТ114Н-СБО 4
2887,3 ЗПКТ114Н-СБО 4
2888,2 ЗПКТ114Н-СБО 6
2889,2 ЗПКТ89Н-ГП 10
2890,2 ЗПК105Н-ТВ-СП 6
2891,1 ЗПК105Н-ТВ-СП 6
2892,1 ЗПК105Н-ГП 6
2893 ЗПК105Н-ГП 6
2894 ЗПК105Н-ГП 6
2895 ЗПК105Н-ГП 6
2895,9 ЗПК105Н-ТВ-СП 14
2896,9 ЗПК105Н-ГП 7
2897,8 ЗПК105Н-ТВ-СП 19
2898,8 ЗПК105Н-ГП 7

Способ разработки продуктивной залежи, включающий изучение степени зональной неоднородности продуктивной залежи и ее неоднородности по толщине с использованием углерод-кислородного каротажа, осуществление поинтервальной - селективной перфорации продуктивной залежи в скважине в соответствии со степенью неоднородности упомянутой залежи, для чего создают поинтервальную фильтрационную модель околоскважинного пространства, учитывающую его поинтервальные поля пористости, нефтенасыщенности, проницаемости, анизотропии пород, и объединенную фильтрационную модель совместной фильтрации флюидов к скважине по всей толщине продуктивной залежи, определяют коэффициент связи каждого конкретного интервала скважины с продуктивной залежью в целом, после чего определяют площадь вскрытия (S, м2) каждого интервала продуктивной залежи по ее толщине в соответствии с зависимостью
S = 2 π r w C f ln ( r 0 r w ) K
где rw - радиус скважины, м;
Cf - эмпирический коэффициент связи конкретного интервала вскрытия с продуктивной залежью в целом (Cf=(0,01-5)м3);
ro - эквивалентный радиус скважины, м;
K - проницаемость породы в конкретном интервале вскрытия, м2,
после чего осуществляют собственно перфорацию скважины с использованием полученных данных по площади вскрытия каждого интервала продуктивной залежи кумулятивными зарядами, освоение скважины и последующую ее эксплуатацию.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами с применением гидравлического разрыва пласта.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с различным типом коллектора. Обеспечивает повышение нефтеотдачи и эффективности процесса вытеснения нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - работоспособность в залежи с наклонным водонефтяным контактом, снижение процента обводненности добываемой продукции из пласта, исключение прорыва теплоносителя в добывающую скважину с одновременным снижением затрат на исключении строительства дополнительной нагнетательной скважины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с применением разветвленных горизонтальных скважин. Сущность изобретения: осуществляют бурение вертикальных нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие горизонтальные скважины.

Изобретение относится к нефтяной отрасли, к области освоения скважин после окончания бурения при вводе в эксплуатацию. Обеспечивает повышение эффективности применяемых компоновок с устройствами - гидроструйными насосами при освоении скважин с низкопроницаемыми продуктивными пластами при добыче вязкой нефти.

Изобретение относится к методам-способам повышения дебитов добывающих скважин на нефтяных месторождениях. Технический результат направлен на повышение эффективности очистки нефтяной скважины за счет автоматического комплексного репрессионно-депрессионного воздействия на обрабатываемый пласт при обратной промывке скважины.

Группа изобретений относится к добыче углеводородов из подземных пластов гидратов, содержащих углеводороды. Обеспечивает повышение эффективности изобретений за счет предотвращения снижения объема добычи углеводородов.

Группа изобретений относится к способам и системам добычи и переработки углеводородов из множества подземных коллекторов и, конкретно, к добыче природного газа из обычных коллекторов и коллекторов, содержащих гидраты природного газа.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к способам разработки нефтяной залежи с применением газа и/или водогазовой смеси. Обеспечивает повышение коэффициента извлечения нефти.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для утилизации попутного нефтяного газа путем его закачки в нефтяной пласт вместе с водой системы поддержания пластового давления.

Группа изобретений относится к области бурения и эксплуатации скважин, в частности к конструкции устройств для вскрытия продуктивных пластов путем прокалывающей перфорации.

Группа изобретений относится к области перфорирования, а именно к созданию переходного состояния с давлением скважины, меньшим пластового давления, связанного с перфорированием.
Изобретение относится к проведению прострелочно-взрывных работ в скважинах. Способ инициирования включает анализ степени неоднородности продуктивного пласта, состояния крепи скважины в зоне влияния перфорации, установление степени проявления или возможного влияния нижних и/или верхних пластовых вод в отношении к рассматриваемому продуктивному пласту, компоновку групп зарядов в перфораторе.

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности, в частности к оборудованию для вскрытия продуктивных пластов путем вырезки перфорационных окон в стенках обсадной колонны скважины и создания перфорационных каналов большой протяженности в породе продуктивного пласта.

Способ и устройство относятся к перфорированию обсадных труб скважин для добычи нефти, газа, воды и могут быть использованы в кумулятивных скважинных перфораторах, улучшающих гидродинамическую связь пласта со скважиной и обеспечивающих повышение дебита скважины.

Группа изобретений относится к области добычи нефти, а именно к способу и устройству для перфорирования скважин. Способ перфорирования подземного пласта заключается в том, что доставляют в скважину кумулятивный заряд, содержащий оболочку, взрывчатый материал, размещенный в оболочке, и облицовку, окружающую взрывчатый материал, размещенный в указанной оболочке, и имеющую верхушечную часть, профиль которой толще профиля любой другой части облицовки, причем указанные облицовка и верхушечная часть изготовлены из порошкового материала, плотность материала верхушечной части больше плотности материала смежной части облицовки, а пористость материала верхушечной части меньше пористости материала смежной части облицовки; и вызывают детонацию кумулятивного заряда.

Изобретение относится к области бурения и эксплуатации нефтяных, газовых и нагнетательных скважин, а именно к устройству для вторичного вскрытия пластов путем создания в эксплуатационных колоннах продольных перфорационных щелей и формирования фильтрационных каналов в призабойной зоне пласта.

Группа изобретений относится к области добычи нефти и газа, а именно к способу инициирования детонационной перфорации с использованием беспроводной передачи. Способ перфорации скважины, при осуществлении которого обеспечивают модуль связи, гирлянду скважинных перфораторов и контроллер, соответствующий каждому скважинному перфоратору в гирлянде, располагают модуль связи, гирлянду скважинных перфораторов и контроллеры в скважине, обеспечивают беспроводную связь между, по меньшей мере, одним контроллером и модулем связи вдоль канала, минуя, по меньшей мере, один из других контроллеров и иное устройство, связанное с, по меньшей мере, одним из других контроллеров, и выборочно осуществляют детонацию, по меньшей мере, одного скважинного перфоратора путем передачи сигнала детонации контроллеру, соответствующему этому, по меньшей мере, одному скважинному перфоратору.

Изобретение относится к области добычи углеводородов и может быть использовано для вторичного вскрытия прискважинной зоны и обеспечения эффективных геолого-технических мероприятий при обработке этой зоны.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам и устройствам для интенсификации работы скважин. Устройство для термогазогидродинамического разрыва продуктивного пласта нефтегазовых скважин содержит геофизический кабель с кабельной головкой и состоит из блока дистанционного контроля с гамма-датчиком, приборной головки, переводника, корпуса для размещения газогенерирующего заряда и автономного регистрационного блока.

Группа изобретений относится к области бурения и эксплуатации скважин, в частности к конструкции гидромеханических перфораторов для вскрытия продуктивных пластов. Обеспечивает повышение производительности и надежности перфоратора. Гидромеханический перфоратор содержит корпус, размещенный в корпусе рабочий гидроцилиндр, расположенный под рабочим гидроцилиндром рабочий узел с по меньшей мере одним рабочим инструментом, а также механизм передачи усилия от гидроцилиндра на рабочий узел. Согласно изобретению, перфоратор снабжен дополнительным гидроцилиндром и механизмом передачи усилия на рабочий узел, размещенными в корпусе ниже рабочего узла с возможностью создания этим нижним гидроцилиндром дополнительного усилия на рабочий узел, направленного вверх оппозитно усилию, создаваемому гидроцилиндром, расположенным выше рабочего узла, при этом усилие, создаваемое нижним гидроцилиндром, обеспечивается действием на него жидкости, поступающей к нему под давлением, например, через один или несколько гидроканалов, выполненных в корпусе перфоратора, или через гидросистему, выполненную в перфораторе иным образом. Предлагаются варианты изобретения, включающие дополнительные рабочие узлы, а также варианты, обеспечивающие подачу индивидуального усилия на каждый рабочий узел. 4 н. и 15 з.п. ф-лы, 7 ил.
Наверх