Муфта для перепуска газа из межтрубного пространства



Муфта для перепуска газа из межтрубного пространства
Муфта для перепуска газа из межтрубного пространства
Муфта для перепуска газа из межтрубного пространства

 


Владельцы патента RU 2563464:

Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В. Д. Шашина) (RU)

Изобретение относится к устройству, используемому при однолифтовой схеме с использованием штангового глубинного насоса. Муфта содержит верхнее соединение для соединения с насосно-компрессорной трубой большего диаметра, нижнее соединение для соединения с насосно-компрессорной трубой меньшего диаметра, расширение вокруг части нижнего соединения для соединения с патрубком, имеющим упомянутый больший диаметр, канал для отвода сопутствующих газов, состоящий из продольной и поперечной частей. Причем продольная часть канала для отвода сопутствующих газов муфты проходит вдоль муфты от ее верха до уровня соединения муфты с патрубком. Поперечная часть канала для отвода сопутствующих газов муфты представляет собой проходящее перпендикулярно поперечной части муфты сквозное отверстие, соединяющее пространство вне муфты с упомянутым расширением. Технический результат заключается в повышении надежности и расширении функциональности. 5 з.п. ф-лы, 3 ил.

 

Область техники, к которой относится изобретение

Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к устройству, используемому при однолифтовой схеме с использованием штангового глубинного насоса.

Уровень техники

В настоящее время нефтяными компаниями Российской Федерации активно используются технологии по одновременно раздельной добычи нефти. Среди используемых различных схем наиболее часто применяется однолифтовая схема с использованием штангового глубинного насоса, для «отсечения» пластов используются пакеры.

Недостатки данной схемы

1. Отсутствует контроль за параметрами пласта отсеченного пакером (нижнего).

2. Отсутствует техническая возможность утилизации газа, выделяющегося в подпакерной зоне и негативно влияющего на работу штангового глубинного насоса.

Отсутствует возможность подачи в подпакерную зону деэмульгаторов, ингибиторов.

При этом в уровне техники известны следующие решения.

Известно выбранное в качестве прототипа устройство для перепуска газа из межтрубного пространства в колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), раскрытое в патенте RU 2303124. Изобретение относится к подземному скважинному оборудованию и может быть использовано при эксплуатации, освоении, глушении и промывке вертикальных, наклонных и горизонтальных нефтедобывающих скважин при работах, связанных с перепуском газа из межтрубного пространства скважины в колонну насосно-компрессорных труб. Обеспечивает повышение работоспособности устройства в зимнее время в условиях воздействия отрицательных температур. Сущность изобретения: устройство включает соединенную с обоих концов с насосно-компрессорными трубами муфту с боковым отверстием. Муфта соединена боковой поверхностью с боковой поверхностью корпуса с прилеганием по максимальной плоскости для обеспечения наибольшей передачи тепла от муфты к корпусу. Корпус снабжен соединяющимися между собой продольным каналом и боковым отверстием, совмещенным с боковым отверстием муфты. В продольном канале корпуса расположен штуцер и обратный клапан с фильтром. Обратный клапан обеспечивает стравливание газа при превышении давления в межтрубном пространстве над давлением в колонне насосно-компрессорных труб на 0,1-0,2 МПа. При этом устройство обеспечивает снижение расхода при циркуляции жидкости не более чем на 10%.

Схема известного устройства показана на фиг. 1. Из фиг. 1 понятно, что устройство по RU 2303124 не обеспечивает возможности легкого высверливания горизонтального канала скважины, требует точного совмещения отверстия в муфте и корпусе, выводит сопутствующие газы в НКТ, а не в отдельный канал.

Также известна скважинная установка Гарипова (патент RU 2415255). Изобретение относится к области добычи углеводородов, в том числе на многопластовых месторождениях, и используется при одновременно раздельной или поочередной эксплуатации нескольких пластов одной добывающей или нагнетательной скважиной. Техническим результатом является упрощение проведения технологических работ по регулированию работы скважины в режиме реального времени, обеспечение эффективности эксплуатации скважины при определении надежного и оптимального режима ее работы. Скважинная установка состоит из напорного устройства высокого давления, насосно- компрессорных труб - НКТ, посадочного устройства с карманом, имеющим, по меньшей мере, одно пропускное отверстие и, по меньшей мере, один перепускной канал, регулятора, расположенного в кармане посадочного устройства и имеющего, по меньшей мере, одно пропускное отверстие, по меньшей мере, один перепускной канал, и, по меньшей мере, одну камеру заданного давления, взаимодействующую с запорным устройством, по меньшей мере, одного уплотнительного элемента, расположенного на регуляторе и выполненного с возможностью герметизации пропускного отверстия и перепускного канала регулятора, по меньшей мере, одного гидравлического канала, проходящего по НКТ или внутри НКТ и герметически соединяющего напорное устройство высокого давления с карманом посадочного устройства. Регулятор дебита флюида содержит поршневую камеру, по меньшей мере, с одним пропускным отверстием и запорным устройством в виде поршня и седла, выполненного со штуцером, сильфонную камеру, по меньшей мере, с одним пропускным отверстием и запорным устройством в виде затвора и седла, по меньшей мере, один перепускной канал, гидравлически связанный с пропускными отверстиями поршневой и сильфонной камер и обеспечивающий возможность регулирования потока скважинного флюида из НКТ в межтрубное пространство или, наоборот, с помощью затвора и штуцера. При этом регулятор содержит соединительный канал, гидравлически связанный с пропускными отверстиями поршневой и сильфонной камер для раздельного пропуска в них рабочего агента. Скважинная камера состоит из рубашки, кармана, содержащего регулятор дебита флюида с сильфонной и поршневой камерами заданного давления и соединительным каналом и выполненного с внутренними расточками, по меньшей мере, с одной посадочной поверхностью, и, по меньшей мере, с одним перепускным каналом, расположенным в кармане или в рубашке и кармане для обеспечения регулирования объема перетекаемого через него потока скважинного флюида из трубного пространства НКТ или, наоборот, и, по меньшей мере, с одним пропускным отверстием, расположенным в посадочной поверхности или между посадочными поверхностями для подачи рабочего агента в одну из камер заданного давления и в соединительный канал, гидравлически связанный с пропускными отверстиями обеих камер для раздельного пропуска в них рабочего агента.

Однако вышеуказанное устройство по RU 2415255 не обеспечивает возможности легкого высверливания горизонтального канала скважины.

Также известен механический двухствольный пакер с кабельным вводом (Патент RU 2468185).

Изобретение относится к оборудованию для разобщения межтрубного пространства в скважинах с интервалами негерметичности с одним или несколькими пластами. Обеспечивает повышение эксплуатационной надежности пакера при использовании его в качестве верхнего пакера в двух и более пакерных компоновках для эксплуатации скважин погружным насосным оборудованием типа УЭЦН. Двухствольный пакер с кабельным вводом содержит пакерный и внутренний стволы, вставленные один в другой и крепящиеся между собой с ориентированием по кабельному вводу, пакерный узел, механический привод, герметизатор кабельного ввода с линиями отвода газа или для закачки химреагентов. Привод пакера является механическим нажимного действия, внутренний ствол пакера выполнен составным из верхней, средней и нижней частей, нижний конец средней части внутреннего ствола пакера имеет выступ для взаимодействия с цилиндром привода. В сквозных отверстиях нижнего конца средней части и верхнего конца нижней части внутреннего ствола пакера установлены срезные элементы.

Однако вышеуказанное устройство по RU 2468185 не обеспечивает возможности легкого высверливания горизонтального канала скважины.

Раскрытие изобретения

В одном аспекте изобретения раскрыта муфта для перепуска газа из межтрубного пространства, содержащая верхнее соединение для соединения с насосно-компрессорной трубой большего диаметра; нижнее соединение для соединения с насосно-компрессорной трубой меньшего диаметра; расширение вокруг части нижнего соединения для соединения с патрубком, имеющим упомянутый больший диаметр; канал для отвода сопутствующих газов, состоящий из продольной и поперечной частей; причем продольная часть канала для отвода сопутствующих газов муфты проходит вдоль муфты от ее верха до уровня соединения муфты с патрубком; поперечная часть канала для отвода сопутствующих газов муфты представляет собой проходящее перпендикулярно поперечной части муфты сквозное отверстие, соединяющее пространство вне муфты с упомянутым расширением.

В дополнительных аспектах раскрыта муфта, в которой верхнее соединение представляет собой соединение с насосно-компрессорной трубой диаметром 2,5′′ и нижнее соединение представляет собой соединение с насосно-компрессорной трубой диаметром 1,5′′.

В других дополнительных аспектах раскрыто, что муфта содержит наружный закрывающий элемент, выполненный с возможностью закрытия сквозного отверстия; закрывающий элемент выполнен с возможностью крепления к муфте посредством резьбы; муфта выполнена с возможностью соединения с капиллярной трубкой для транспортировки попутного газа; канал для отвода сопутствующих газов выполнен с возможностью подачи химических реагентов.

Задача, на решение которой направлено предложенное изобретение, - обеспечение надежного, многофункционального устройства, обеспечивающего возможность отвода сопутствующих газов, подачи химических реагентов и легкого высверливания горизонтальных каналов в скважине.

Обеспечиваемый технический результат заключается в повышении надежности и расширении функциональности муфты для перепуска газа из межтрубного пространства.

Этот результат обеспечивается благодаря тому, что после установки муфты не требуется каких-либо манипуляций для обеспечения движения сопутствующего газа по каналу для отвода сопутствующих газов; в муфте выполнен канал для высверливания горизонтальной скважины и при этом этот канал для высверливания горизонтальной скважины частично совмещен с каналом для отвода сопутствующих газов.

Краткое описание чертежей

Фиг. 1 показывает муфту, раскрытую в прототипе (продольный и поперечный разрезы).

Фиг. 2 показывает схематичное изображение одного из вариантов предложенной муфты.

Фиг. 3 показывает схему установки одновременно раздельной добычи 1-лифтовой конструкции в комплекте со специальной муфтой.

Осуществление изобретения

Разработанное техническое решение является улучшением выбранного в качестве прототипа решения, раскрытого в патенте RU 2303124. Существенным отличием от прототипа является то, что выполненный в муфте в канал для отвода сопутствующих газов частично совмещен с каналом для высверливания горизонтальной скважины, а также то, что для отвода газов обеспечен отдельный канал.

Заявитель полагает, что если бы специалист в области техники решал задачу обеспечения возможности бурения горизонтального канала в вертикальной скважине, содержащей муфту, известную из RU 2303124, то он бы принял очевидное решение сделать в муфте еще одно отверстие, через которое и осуществлялось бы высверливание горизонтального канала.

Наличие дополнительного отверстия ухудшило бы механическую прочность муфты и, как следствие, уменьшило бы ее надежность.

При этом решение совместить канал для отвода газов и канал для высверливания горизонтальной скважины не является очевидным.

Кроме того, сама конструкция муфты по RU 2303124 требует точного совмещения канала для отвода газа муфты и соответствующего канала в корпусе, что усложняет использование муфты и уменьшает ее надежность, так как в случае неточного совмещения упомянутых каналов отвод сопутствующих газов будет ухудшен или даже невозможен, что также влияет на надежность функционирования муфты.

Также необходимо отметить, что в устройстве по RU 2303124 сопутствующий газ уходит в НКТ, а не в отдельный канал, что усложняет дальнейшую его утилизацию.

Разработанное техническое решение позволяет преодолеть, по меньшей мере, вышеуказанные недостатки.

Конструкция разработанной муфты не требует точного совмещения канала для отвода газа, так как в любом положении муфты относительно НКТ сопутствующий газ свободно проникает в муфту и далее в канал для отвода сопутствующего газа.

Один из вариантов реализации предложенной муфты показан на фиг. 2, из которой видно, что муфта представляет собой цельный элемент, не требующий совмещений с какими-либо другими элементами.

Крепление НКТ к муфте осуществляется в частности посредством резьбового соединения, хотя можно использовать любые другие соединения, например замковые.

На фиг. 3 показана схема установки одновременно-раздельной добычи 1-лифтовой конструкции в комплекте со специальной муфтой,

где 1 - эксплуатационная колонна

2 - колонна НКТ 2,5′′

3 - капиллярный трубопровод

4 - специальная муфта с капиллярным вводом

5, 8 - патрубок НКТ 2,5′′

6, 9 - хвостовик НКТ 1,5′′

7 - эксплуатационный пакер

10 - спирально-щелевой фильтр

11 - насос

Из фиг. 3 понятно функционирование муфты. Затрубный (сопутствующий) газ свободно движется между патрубком 8 и хвостовиком 9, так как они имеют разный диаметр, при этом хвостовик 9 проходит внутри патрубка 8. Поднимаясь вверх, затрубный газ попадает в расширение муфты, образованное пространством между патрубком 8 и хвостовиком 9 (в разрезе они обозначены 5 и 6 соответственно). Далее из расширения муфты сопутствующий газ попадает в канал для отвода сопутствующих газов и далее движется вверх по капиллярному трубопроводу.

Такая конструкция муфты позволяет легко монтировать ее в скважине, обеспечивает надежный отвод сопутствующего газа.

Хотя на фиг. 3 не показано сквозное отверстие муфты для высверливания горизонтальной скважины, специалист в области техники легко поймет, как его выполнить.

Само по себе наличие в муфте отверстия для высверливания горизонтального канала скважины упрощает процесс бурения горизонтальной скважины. А то, что это отверстие выполнено в муфте описанной конструкции, обеспечивает возможность простого задания направления высверливания горизонтального канала, так как повернуть только лишь муфту значительно проще, чем повернуть весь НКТ.

Заявленное устройство позволяет также производить подачу химических реагентов в подпакерную зону. Для этого к капиллярному трубопроводу на фиг. 3 необходимо подключить установку для подачи химреагентов.

Для улучшения работы муфты она снабжена закрывающим элементом, выполненным с возможностью закрытия сквозного отверстия, предназначенного для высверливания горизонтальной скважины. Закрывающий элемент обеспечивает то, что весь сопутствующий газ попадает в канал для отвода сопутствующих газов, а при подаче химических реагентов через упомянутый канал все реагенты попадают в пространство под пакером, как понятно из фиг. 3. В одном из вариантов закрывающий элемент крепится к муфте посредством резьбы.

Все размеры, указанные на чертежах, являются примерными и приведены для облегчения понимания, в зависимости от решаемых задач специалист в области техники может внести изменения в геометрические размеры муфты не выходя из объема формулы изобретения.

Варианты осуществления не ограничиваются описанными здесь вариантами, специалисту в области техники на основе информации, изложенной в описании, и знаний уровня техники станут очевидны и другие варианты осуществления изобретения, не выходящие за пределы сущности и объема данного изобретения.

1. Муфта для перепуска газа из межтрубного пространства, содержащая верхнее соединение для соединения с насосно-компрессорной трубой большего диаметра, нижнее соединение для соединения с насосно-компрессорной трубой меньшего диаметра, расширение вокруг части нижнего соединения для соединения с патрубком, имеющим упомянутый больший диаметр, канал для отвода сопутствующих газов, состоящий из продольной и поперечной частей, причем продольная часть канала для отвода сопутствующих газов муфты проходит вдоль муфты от ее верха до уровня соединения муфты с патрубком, поперечная часть канала для отвода сопутствующих газов муфты представляет собой проходящее перпендикулярно поперечной части муфты сквозное отверстие, соединяющее пространство вне муфты с упомянутым расширением.

2. Муфта по п.1, в которой верхнее соединение представляет собой соединение с насосно-компрессорной трубой диаметром 2,5″ и нижнее соединение представляет собой соединение с насосно-компрессорной трубой диаметром 1,5″.

3. Муфта по п.1, причем муфта содержит наружный закрывающий элемент, выполненный с возможностью закрытия сквозного отверстия.

4. Муфта по п.3, в которой закрывающий элемент выполнен с возможностью крепления к муфте посредством резьбы.

5. Муфта по п.1, в которой муфта выполнена с возможностью соединения с капиллярной трубкой для транспортировки попутного газа.

6. Муфта по п.1, в которой канал для отвода сопутствующих газов выполнен с возможностью подачи химических реагентов.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к добыче нефти и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины. Установка содержит электроприводной центробежный насос (ЭЦН), блок регулирования потоков и учета пластовых продуктов (БРПУ), забойный и опорный пакеры с якорными устройствами и стыковочный узел, соединяющий БРПУ с опорным пакером.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для продления безводного режима разработки нефтяных скважин. Устройство включает спущенную в скважину колонну труб, пакер с установленным в нем отключателем потока, который выполнен в виде полого корпуса с верхним рядом отверстий, размещенным выше уплотнительного элемента пакера и сообщающимся с надпакерным пространством.

Группа изобретений относится к оборудованию для эксплуатации подземной скважины и, в частности, к системе переменной сопротивляемости потоку. В скважине по добыче углеводородов имеется необходимость регулирования потока текучих смесей из геологического пласта в скважину.

Группа изобретений относится к области горного дела и, в частности, к нефтедобывающей промышленности и может быть использована при эксплуатации скважин. Технический результат - повышение надежности эксплуатации скважины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение на нефтепромысле связанных с закачкой в скважину растворов реагентов. Установка включает раму, емкость, насосный агрегат, технологические штуцеры, трубопроводы и запорную арматуру.

Предложенная группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для регулирования потока в скважине. Система содержит проточную камеру, через которую протекает флюидная смесь, причем указанная камера имеет, по меньшей мере, два входа, исполнительный механизм и переключатель потока флюида.

Изобретение относится к устройствам для подвески труб на устье скважины. Техническим результатом является улучшение массово-габаритных характеристик устройства подвеса, упрощение схемы отвода жидкости из забоя, повышение эффективности работы скважины.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для управления потоком текучей среды в подземной скважине. Управление потоком текучей среды выполняется автономно под воздействием изменения параметра потока текучей среды, например плотности или вязкости.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к добыче нефти из скважин механизированным способом, и может быть использовано в любых типах электроприводов насосов. Технический результат - поддержание дебита на заданном уровне при снижении затрат на электроэнергию.

Группа изобретений относится к вариантам блока регулирования и учета добычи флюида из многопластовой скважины. Блок по первому варианту содержит корпус, ограниченный снизу стыковочным узлом с каналами потоков пластовых флюидов и сверху стыковочным узлом с установленными на нем регулируемыми клапанами в количестве, равном числу эксплуатируемых пластов скважины.

Группа изобретений относится к устройству для регулирования потока текучей среды - флюида, поступающего из пласта в эксплуатационную колонну скважины с ограничением притока нежелательного флюида типа воды или газа. Технический результат - повышение надежности регулирования потока флюида. Устройство содержит зону прохода потока, на которой обеспечено существенное повышение падения давления, когда величина выбранной характеристики флюида находится в первом диапазоне, и поддерживание постоянной величины падения давления, когда величина выбранной характеристики флюида находится во втором диапазоне. При этом зона прохода потока включает секции. Каждая из этих секций содержит впускное и выпускное отверстия. Между этими отверстиями образован извилистый путь потока, имеющий продольную и радиальную составляющие. Проход потока обеспечен по извилистому пути каждой секции зоны прохода потока. При этом может быть предусмотрена возможность изменения числа Рейнольдса в необходимых диапазонах. 4 н. и 16 з.п. ф-лы, 14 ил.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для регулирования потока флюида. Согласно одному варианту осуществления изобретения, выпускной узел содержит первый вход для флюида; первый выход для флюида; и по меньшей мере одно устройство направления флюида. Причем флюид поступает в выпускной узел в одном направлении, в другом направлении или в обоих указанных направлениях. По меньшей мере одно устройство направления флюида обеспечивает завихрение потока флюида в указанном узле при поступлении флюида в одном направлении и препятствует завихрению потока флюида в указанном узле при поступлении флюида в другом направлении. В другом варианте осуществления изобретения выпускной узел содержит несколько входов для флюида. Согласно другому варианту осуществления изобретения, регулятор потока флюида содержит переключатель потока флюида и выпускной узел. Согласно другому варианту осуществления изобретения, регулятор потока флюида предназначен для использования в подземном пласте. Технический результат заключается в повышении эффективности регулирования потока флюида. 2 н. и 28 з.п. ф-лы, 15 ил.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для выравнивания давления при использовании скважинного прибора в скважине. Устройство для выравнивания давления включает множество отдельных продольных отверстий, образующих непрерывный проточный канал, меняющий направление между указанными отверстиями. Причем указанные отверстия соединены друг с другом на своих противоположных концах. Скважинная система может содержать скважинный прибор с камерой, вмещающей в себя узел, окруженный диэлектрической текучей средой, и устройство для выравнивания давления, содержащее проточный канал, один конец которого соединен с камерой, второй конец соединен с источником второй текучей среды. При этом указанный проточный канал проходит в противоположных направлениях между указанными концами проточного канала через множество отдельных отверстий. Технический результат заключается в повышении эффективности выравнивания давления в скважинном приборе. 3 н. и 39 з.п. ф-лы, 17 ил.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для регулирования потока текучей среды. Узел устройства регулирования потока текучей среды содержит каналы, способные направлять поток текучей среды на основании одного или нескольких параметров текучей среды. Каналы могут содержать боковой канал, расположенный между двумя другими каналами. Боковой канал позволяет текучей среде течь для воздействия на текучую среду, текущую в одном из каналов. Устройства согласно некоторым аспектам могут дифференцировать текучие среды, имеющие близкие, однако отличающиеся параметры, и направлять их соответственным образом. В качестве примеров параметры текучих сред, на основании которых устройство направляет эту текучую среду, содержат плотность, скорость, вязкость и число Рейнольдса потока текучей среды. Технический результат заключается в повышении эффективности регулирования потока текучей среды. 2 н. и 7 з.п. ф-лы, 6 ил.

Группа изобретений относится к способам нагнетания текучей среды, центральным узлам управления скважины, способам удаления жидкости из газодобывающей скважины, способам разделения газа и жидкости текучей среды, устройствам для подъема насосного устройства. Технический результат заключается в улучшении удаления жидкости из газодобывающей скважины. Согласно предложенной группе изобретений жидкость удаляется с буровой площадки через трубопровод малого диаметра непрерывным потоком с постоянным расходом с возможностью нагревания текучей среды в сборочном баке и перекачки текучей среды насосом сборочного бака. Согласно способу нагнетания текучей среды в устье скважины формируют центральный узел скважины, который содержит насосное устройство для нагнетания текучей среды из скважины, опорную конструкцию для поддержания указанного насосного устройства, сборочный бак, который расположен под указанной опорной конструкцией и который имеет впускной проход, соединенный с указанным насосным устройством, и выпускной проход, причем указанный центральный узел также содержит насос сборочного бака; и соединяют указанный центральный узел скважины с устьем скважины в указанной скважине. 9 н. и 20 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых скважин. В скважинной установке с системой контроля и управления эксплуатацией месторождений, включающей по меньшей мере одну колонну (1) насосно-компрессорных труб (НКТ) с постоянным или переменным диаметром и открытым или заглушенным нижним концом, оснащенную, между пластами или выше и между пластами, одним или несколькими пакерами (3) и расположенными на уровне пластов скважины модулями (4), модуль (4) расположен между насосно-компрессорными трубами и соединен с ними при помощи переходников (7). Модуль (4) выполнен в виде многокамерной капсулы с радиальными каналами (11, 12, 13). В камерах (8, 9) расположены контрольно-измерительное устройство (14) и регулирующее устройство, выполненное в виде клапана (18), приводимого в движение электродвигателем (15). Модуль (4) расположен на уровне каждого пласта скважины. Модуль снабжен разъемом (21). Геофизический кабель, соединяющий модули (4), проходит внутри НКТ (1). Модуль (4) соединен с наземным регистратором, расположенным в устье скважины, геофизическим кабелем. Технический результат заключается в повышении эффективности мониторинга при одновременно-раздельной или поочередной эксплуатации нескольких добывающих и/или нагнетательных пластов одной скважиной на многопластовом месторождении. 5 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к подводному оборудованию для добычи нефти, в частности к средствам передачи переменного тока большой мощности на большие расстояния. Техническим результатом является исключение влияния емкостного эффекта и скин-эффекта для обеспечения возможности передачи электрического питания к оборудованию, расположенному на большом удалении от источника питания. Предложена подводная система повышения давления для работы под водой на расстояниях удаления более 40 км, которая содержит по меньшей мере один передающий электроэнергию подводный протяженный кабель, проходящий от ближнего конца, расположенного в сухом месте на суше или на верхней поверхности надводного объекта, к дальнему концу, расположенному возле одной или более подводной нагрузки, такой как подводные насосы, подводные компрессоры или другие нагрузки. Причем к ближнему концу присоединен по меньшей мере один источник электроэнергии для подачи электроэнергии постоянной частоты, а размеры кабеля выбраны из условия работы на этой частоте или на более низкой частоте, при работе на которой к ближнему концу кабеля подключено понижающее частоту устройство, с тем чтобы контролировать емкостный эффект и электрические потери. Кроме того, система содержит по меньшей мере один активный преобразователь электрической частоты, функционально включенный между дальним концом кабеля и подводными нагрузками. Причем указанный преобразователь расположен в емкости высокого давления и преобразует рабочую частоту указанного кабеля в частоту, подходящую для приведения в действие присоединенных подводных нагрузок. 3 н. и 7 з.п. ф-лы, 8 ил., 4 табл.

В заявке описан предохранительный блок, предназначенной для добычи и транспорта ископаемого топлива арматуры, имеющий по меньшей мере два предохранительных клапана, которые гидравлически и/или пневматически соединены с по меньшей мере одним запорным механизмом арматуры и по меньшей мере один из которых выполнен переключающимся в зависимости от температуры, а по меньшей мере один другой из них выполнен переключающимся в зависимости от давления с тем, чтобы при изменении температуры до значения, находящегося вне пределов заданного интервала температур, и/или при изменении давления до значения, находящегося вне пределов заданного интервала давлений, инициировать аварийное перекрытие арматуры. Согласно изобретению предохранительный блок находится в физическом контакте с арматурой для возможности передачи на него тепла от нее и тем самым для предотвращения замерзания клапанов внутри него. 8 з.п. ф-лы, 6 ил.

Раскрываются варианты способа автономного управления потоком текучей среды в трубчатом элементе в стволе скважины. Поток текучей среды направляют через впускной канал в отклоняющий механизм. Устанавливают распределение потока текучей среды поперек отклоняющего механизма. Распределение потока текучей среды изменяют в ответ на изменение по времени характеристики текучей среды. В ответ изменяется поток текучей среды через стоящий ниже по потоку узел вязкостного переключателя, изменяя схемы потока текучей среды в стоящем ниже по потоку вихревом узле. В способе осуществляют “выбор” по характеристике текучей среды, такой как вязкость, плотность, скорость, расход и т.д. Отклоняющий механизм может принимать разнообразные формы, например, расширяющегося канала, профильных элементов вдоль отклоняющего механизма или искривленной секции канала отклоняющего механизма. Отклоняющий механизм может включать в себя сформированные в стенке канала полости, отходящие от стенки канала препятствия, флюидные диоды, флюидные Тесла-диоды, шикану или резкие перепады поперечного сечения канала. Технический результат заключается в повышении эффективности управления потоком текучей среды. 2 н. и 17 з.п. ф-лы, 16 ил.

Изобретение относится к добыче нефти с ее вытеснением из нефтеносных пластов к добывающим скважинам. Нагнетательная скважина содержит обсадную трубу, в которой размещена колонна насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакерами, установленными выше нефтеносных пластов, и муфтами перекрестного течения, радиальные каналы которых сообщают центральные каналы с нефтеносными пластами, разобщенными пакерами. Над последними НКТ герметически соединены подвижными разъединительными муфтами с возможностью поочередной посадки пакеров в обсадной трубе. Продольные каналы сообщают полости НКТ выше и ниже муфт, которые в нижней муфте заблокированы заглушкой. В центральных каналах муфт герметически установлены блоки телемеханической системы (ТМС) регулирования потока и учета расхода закачиваемого рабочего агента, включающие регулировочный клапан с электроприводом программного управления и проточное седло, датчики телеметрии и расходомер, расположенные в гильзах выше муфт, связанные между собой и с устройством управления на станции управления (СУ), содержащим реле времени и управляющий контроллер с программным обеспечением, геофизическим кабелем, пропущенным через лубрикатор, установленный на колонне НКТ, с возможностью передачи управляющих команд и контрольной информации с разделением сигналов. Блоки ТМС выполнены с возможностью последовательной посадки их из устья скважины в гнезда соответствующих муфт снизу вверх по мере увеличения диаметров посадочных мест в муфтах. Геофизические кабели между блоками ТМС размещены в телескопических трубках, оснащенных пружинами сжатия. Колонна НКТ оснащена запорно-перепускной арматурой и приустьевой насосно-эжекторной установкой, содержащей силовой насос с частотно-регулируемым электроприводом, сообщающийся входом с водопроводом от источника воды с запорным краном, газожидкостный эжектор-смеситель, сообщающийся входами с газопроводом от источника газа с регулируемой задвижкой и обратным клапаном, емкостью с поверхностно-активным веществом трубопроводом с регулируемой задвижкой и обратным клапаном, и водопроводом с выбросом силового насоса. Выброс эжектора-смесителя сообщается с колонной НКТ по трубопроводу, в который встроены дожимной насос и гидрозатвор. К водопроводам подачи воды в эжектор-смеситель и выпуска из него присоединен байпас возврата воды через предохранительный клапан. СУ соединена силовыми кабелями с электроприводами силового и дожимного насосов. Технический результат заключается в повышении эффективности вытеснения нефти из пластов. 5 з.п. ф-лы, 1 ил.
Наверх