Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть


 


Владельцы патента RU 2584437:

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

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти. Технический результат - повышение дебита добывающих скважин без выхода из строя глубинно-насосного оборудования. Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, включает закачку пара через горизонтальную нагнетательную скважину, отбор пластовой продукции через горизонтальную добывающую скважину, расположенную ниже и параллельно нагнетательной скважине, причем в нагнетательную скважину спускают две колонны насосно-компрессорных труб разного диаметра, конец колонны большего диаметра размещают в начале горизонтального ствола, конец колонны меньшего диаметра размещают в конце горизонтального ствола, в добывающей скважине размещают оптоволоконный кабель и колонну насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом и датчиками температуры на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе. Через нагнетательную скважину закачивают пар, затем проводят термобарометрические измерения, посредством оптоволоконного кабеля выявляют зоны горизонтального ствола добывающей скважины с наибольшей температурой, среди выявленных зон определяют зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в определенной зоне размещают электроцентробежный насос, изменением подачи пара через нагнетательную скважину и периодичностью работы электроцентробежного насоса устанавливают режим работы пары скважин, при котором электроцентробежный насос работает в постоянном режиме при температуре перекачиваемой пластовой продукции, равной максимально допустимой для электроцентробежного насоса. 1 пр.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2379494, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.01.2010, Бюл. 2), согласно которому используют пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин. Горизонтальные участки этих скважин размещают параллельно один над другим в вертикальной плоскости продуктивного пласта. Скважины оснащают колонной насосно-компрессорных труб, что позволяет вести одновременно закачку теплоносителя и отбор продукции, закачку теплоносителя, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через добывающую скважину и контроль технологических параметров пласта и скважины. Окончания колонн насосно-компрессорных труб располагают на противоположных концах условно горизонтального участка скважин. Прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость высоковязкой нефти. Закачкой теплоносителя, распространяющегося к верхней части продуктивного пласта, создают паровую камеру. Увеличивают размеры паровой камеры, в процессе отбора продукции периодически, 2-3 раза в неделю, определяют минерализацию попутно отбираемой воды. Анализируют влияние изменения минерализации попутно отбираемой воды на равномерность прогрева паровой камеры. С учетом изменения минерализации попутно отбираемой воды осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем регулирования режима закачки теплоносителя или отбора продукции скважин до достижения стабильной величины минерализации попутно отбираемой воды.

Недостатком известного способа является отсутствие контроля температуры в добывающих скважинах, что приводит или к перегреву скважины и выходу из строя глубинно-насосного оборудования, или к недогреву и потерям дебита нефти.

В предложенном изобретении решается задача повышения дебита добывающих скважин без выхода из строя глубинно-насосного оборудования.

Задача решается тем, что в способе эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, включающем закачку пара через горизонтальную скважину, отбор пластовой продукции через горизонтальную добывающую скважину, расположенную ниже и параллельно нагнетательной скважине, согласно изобретению в нагнетательную скважину спускают две колонны насосно-компрессорных труб разного диаметра, конец колонны большего диаметра размещают в начале горизонтального ствола, конец колонны меньшего диаметра размещают в конце горизонтального ствола, в добывающей скважине размещают оптоволоконный кабель и колонну насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом и датчиками температуры на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе, через нагнетательную скважину закачивают пар и проводят термобарометрические измерения, посредством оптоволоконного кабеля выявляют зоны горизонтального ствола добывающей скважины с наибольшей температурой, среди выявленных зон определяют зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в определенной зоне размещают электроцентробежный насос, изменением подачи пара через нагнетательную скважину и периодичностью работы электроцентробежного насоса устанавливают режим работы пары скважин, при котором электроцентробежный насос работает в постоянном режиме при температуре перекачиваемой пластовой продукции, равной максимально допустимой для электроцентробежного насоса.

Сущность изобретения

При добыче высоковязкой нефти парогравитационным воздействием стремятся к максимальному разогреву и снижению вязкости нефти, что обеспечивает максимальный дебит скважин. Однако при этом насосное оборудование начинает работать с перегревом и выходит из строя. Занижение температуры нефти приводит к потерям дебита. Отсутствие контроля температуры в добывающих скважинах приводит или к перегреву скважины и выходу из строя глубинно-насосного оборудования или к недогреву и потерям дебита нефти. В предложенном изобретении решается задача повышения дебита добывающих скважин без выхода из строя глубинно-насосного оборудования. Задача решается следующим образом.

При эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, в нагнетательную скважину спускают две колонны насосно-компрессорных труб разного диаметра, конец колонны большего диаметра размещают в начале горизонтального ствола, конец колонны меньшего диаметра размещают в конце горизонтального ствола. Такое размещение позволяет проводить равномерный прогрев скважины по стволу и, соответственно, улучшить гидродинамическую связь с добывающей скважиной.

В добывающей скважине размещают оптоволоконный кабель и колонну насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом, снабженным датчиками температуры на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе. Через нагнетательную скважину закачивают пар и проводят термобарометрические измерения. Посредством оптоволоконного кабеля выявляют зоны горизонтального ствола добывающей скважины с наибольшей температурой, среди выявленных зон определяют зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м. Данная кривизна является наиболее оптимальной для размещения и эксплуатации установки электроцентробежного насоса. Перемещают колонну насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом до размещения электроцентробежного насоса в определенной зоне. Закачивают пар через нагнетательную скважину и отбирают пластовую продукцию посредством электроцентробежного насоса через добывающую скважину. Замеряют температуру на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе. При температуре ниже допустимой по условиям работы насоса увеличивают закачку пара через нагнетательную скважину.

При превышении температуры в районе электроцентробежного насоса переводят насос в периодический режим работы. При остановках работы насоса пластовая жидкость охлаждается. После охлаждения жидкости до допустимой температуры включают насос и отбирают пластовую продукцию до достижения допустимой температуры. Затем вновь останавливают работу насоса и т.д. Одновременно уменьшают закачку пара. Добиваются постоянного режима работы электроцентробежного насоса с температурой жидкости на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе равной максимально допустимой по условиям работы насоса.

В результате удается максимально увеличить дебит скважины без выхода из строя глубинно-насосного оборудования.

Пример конкретного выполнения

Эксплуатируют пару скважин на месторождении высоковязкой нефти. Вязкость нефти составляет 3993 сСт (при 20°С). На месторождении пробурены две скважины.

Нагнетательная скважина с горизонтальным стволом длиной 640,5 м на глубине 115 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм. Горизонтальный ствол скважины не обсажен. С устья в скважину спущены две колонны насосно-компрессорных труб. Конец первой колонны диаметром 89 мм спущен до начала горизонтального ствола. Конец второй колонны диаметром 60 мм спущен до конца горизонтального ствола.

Добывающая скважина с горизонтальным стволом длиной 735,5 м на глубине 112,5 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм и обсажена колонной с щелями - щелевым фильтром. В добывающей скважине размещают оптоволоконный кабель и колонну насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом марки ВНН5А-159-300/04-013, снабженным датчиками температуры на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе. Информация с датчиков по кабелю передается на устье скважины.

Через нагнетательную скважину закачивают пар. После освоения нагнетательной скважины ее останавливают на 10 суток и проводят термобарометрические измерения в добывающей скважине. Посредством оптоволоконного кабеля выявляют зоны горизонтального ствола добывающей скважины с наибольшей температурой, среди выявленных зон определяют зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м. Перемещают колонну насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом до размещения электроцентробежного насоса в определенной зоне. Закачивают пар через нагнетательную скважину и отбирают пластовую продукцию посредством электроцентробежного насоса через добывающую скважину. Замеряют температуру на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе. Допустимая температура для данного электроцентробежного насоса составляет 150°С. Температура на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса составляет 130°С. При такой температуре эксплуатируют насос в постоянном режиме. Увеличивают закачку пара через нагнетательную скважину. При температуре в районе электроцентробежного насоса более 150°С переводят насос в периодический режим работы. Останавливают работу насоса до достижения температуры 142°С, включают насос и отбирают пластовую продукцию до достижения допустимой температуры 150°С. Затем вновь останавливают работу насоса и т.д. Одновременно уменьшают закачку пара. Добиваются постоянного режима работы электроцентробежного насоса с расходом 117 м3/сут с температурой жидкости на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе 150°С.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения дебита добывающих скважин без выхода из строя глубинно-насосного оборудования.

Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, включающий закачку пара через горизонтальную скважину, отбор пластовой продукции через горизонтальную добывающую скважину, расположенную ниже и параллельно нагнетательной скважине, отличающийся тем, что в нагнетательную скважину спускают две колонны насосно-компрессорных труб разного диаметра, конец колонны большего диаметра размещают в начале горизонтального ствола, конец колонны меньшего диаметра размещают в конце горизонтального ствола, в добывающей скважине размещают оптоволоконный кабель и колонну насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом и датчиками температуры на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе, через нагнетательную скважину закачивают пар, и проводят термобарометрические измерения, посредством оптоволоконного кабеля выявляют зоны горизонтального ствола добывающей скважины с наибольшей температурой, среди выявленных зон определяют зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в определенной зоне размещают электроцентробежный насос, изменением подачи пара через нагнетательную скважину и периодичностью работы электроцентробежного насоса устанавливают режим работы пары скважин, при котором электроцентробежный насос работает в постоянном режиме при температуре перекачиваемой пластовой продукции, равной максимально допустимой для электроцентробежного насоса.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности и безопасности процесса внутрипластового горения путем создания в призабойной зоне пласта нагнетательной скважины очага горения при сохранении приемистости призабойной зоны, возможность инициирования внутрипластового горения на глубоких месторождениях с большой мощностью нефтенасыщенного пласта.

Изобретение относится к способам разработки залежей высоковязкой нефти. Технический результат - повышение коэффициента извлечения нефти.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой залежи высоковязкой нефти или битума. Технический результат - вовлечение в разработку маломощных продуктивных пластов толщиной менее 10 м, повышение эффективности нефтеизвлечения за счет более равномерного прогрева продуктивного пласта, а также снижение материальных затрат, так как возможно отключение выработанных участков продуктивных пластов и снижение объема закачиваемого теплоносителя.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности. Технический результат - обеспечение возможности отбора высоковязкой нефти с большим содержанием парафиновых и асфальто-смолистых веществ в высоковязкой нефти, снижение тепловых потерь.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение отбора продукции пласта и коэффициента извлечения нефти по месторождению без больших затрат на прогрев зон пласта, не охваченных прогревом и добычей, экономия растворителя за счет избирательной закачки.

Предложение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума. Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума включает определение в залежи двух продуктивных пластов, разделенных слабопроницаемым пропластком.

Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - повышение результативности флюидоизвлечения из флюидоносного пласта породы и повышение добычи углеводородных энергоносителей.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для добычи высоковязкой нефти посредством теплового воздействия на нефтяные пласты при подаче в них теплоносителя.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к термошахтным способам разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов. Технический результат - обеспечение высоких темпов отбора нефти за счет более интенсивной закачки теплоносителя с одновременным сокращением затрат на обустройство месторождения.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки залежи при уменьшении количества пробуренных на залежи скважин, снижение затрат на разработку залежи.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи. В способе разработки месторождения высоковязкой нефти при разработке залежи высоковязкой нефти располагают горизонтальные стволы скважин последовательно один за другим окончаниями друг к другу в купольной части залежи. В качестве скважин используют скважины с горизонтальным стволом, имеющим восходящее окончание, снабженные фильтром, перфорированным в начальной части горизонтального ствола и в восходящем окончании. Скважины снабжены первой колонной насосно-компрессорных труб с пакером, установленным между перфорированными участками фильтра, и второй колонной насосно-компрессорных труб с насосом с концом до пакера. В каждой скважине закачку пара ведут по первой колонне насосно-компрессорных труб, а отбор продукции - по второй колонне насосно-компрессорных труб. 2 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовых нефтяных залежей с высоковязкой нефтью заводнением через многозабойные горизонтальные скважины. Способ разработки многопластового объекта с высоковязкой нефтью включает бурение добывающих и нагнетательных скважин, спуск электронагревателей в нагнетательные скважины, закачку холодного рабочего агента в нагнетательные скважины, разогрев рабочего агента с помощью электронагревателей в скважине. Осуществляют закачку нагретого рабочего агента в продуктивные пласты. Производят отбор продукции добывающими скважинами. При этом выбирают объект, в котором хотя бы один из пластов имеет вязкость более 200 мПа·с. В каждый продуктивный пласт из вертикальной нагнетательной скважины бурят боковые горизонтальные стволы, либо бурят многозабойную горизонтальную нагнетательную скважину с проводкой горизонтальных стволов в каждом пласте. В пласте с наименьшей проницаемостью kmin бурят горизонтальный ствол длиной Lkmin, в остальных пластах - пропорционально соотношению проницаемостей по приведенному матемалическому выражению. Все горизонтальные стволы размещают параллельно фронту вытеснения к добывающей скважине. В качестве рабочего агента используют воду. В каждый горизонтальный ствол спускают на кабеле забойный нагреватель мощностью Wn, позволяющий повышать температуру воды в данном стволе до Tn, и постепенно снижать вязкость нефти в каждом пласте до одинакового значения µ′ по мере закачки нагретой воды. Температуру Тn определяют для значения µ′ по графикам зависимости вязкости нефти от температуры для каждого пласта. Забойные нагреватели размещают в центре горизонтальных стволов. Закачку воды в нагнетательную скважину ведут через термоизолированную трубу с установленным в межтрубном пространстве выше верхнего продуктивного пласта пакером. Процесс закачки осуществляют циклически с периодом закачки tз и периодом выдержки t на нагрев воды, причем t≥tз, на время периода закачки tз забойные нагреватели отключают, при превышении расстояния между пластами по глубине более чем на 30 м. Закачку ведут с помощью оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации, мощность Wn забойных нагревателей рассчитывают по приведенному математическому выражению. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи нефтяной залежи. 2 пр., 3 ил.

Группа изобретений относится к способу соединения изолированных проводников при обработке подземного пласта. Способ соединения концов двух изолированных проводников включает в себя соединение концевого участка сердечника первого изолированного проводника с концевым участком сердечника второго изолированного проводника. При этом по меньшей мере часть концевых участков сердечников по меньшей мере частично оголена. Помещают электроизоляционный материал поверх оголенных участков сердечников. Помещают втулку поверх концевых участков двух соединяемых изолированных проводников. Причем втулка имеет один или несколько поднятых участков. При этом концевые участки содержат оголенные участки сердечников. Соединяют втулку с оболочками изолированных проводников. Осуществляют механическое сжатие поднятых участков втулки до тех пор, пока поднятые участки втулки не будут иметь диаметр, по существу, аналогичный диаметру остальной части втулки. Причем при сжатии поднятых участков втулки происходит спрессовывание электроизоляционного материала внутри втулки. Техническим результатом является повышение эффективности соединения и увеличение электроизолирующих свойств. 2 н. и 11 з.п. ф-лы, 54 ил.

Изобретение относится к добыче природного газа из газогидратных месторождений и газовых месторождений, характеризующихся выпадением гидратов в призабойной зоне пласта. Технический результат - большая мощность воздействия на пласт без риска разрушения конструкции скважины. Способ разработки газогидратных залежей включает прогрев продуктивного пласта в призабойной зоне посредством акустического воздействия, при этом применяют акустический излучатель с диапазоном частот от 20 до 30 кГц и подводимой мощностью от 15 до 20 кВт, в конструкции которого используют ультразвуковую развязку, усиливающую звуковое излучение за счет геометрии конструкции и имеющую в своей конструкции вакуумную полость в форме призмы для поворота продольных звуковых волн на 90° и наружную боковую поверхность в форме вогнутой линзы для произведения цилиндрической фокусировки звукового излучения на расстоянии от 5 до 15 метров от оси скважины. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

Группа изобретений относится к устройству и способу извлечения углеводородсодержащего вещества, в частности битума или сверхтяжелой нефти, из пластового резервуара. К пластовому резервуару может быть подведена тепловая энергия для уменьшения вязкости вещества, для чего предусмотрен по меньшей мере один проводящий контур для подачи индуктивного напряжения на пластовый резервуар в качестве электрического/электромагнитного нагревателя. При этом проводник проводящего контура по меньшей мере на одном участке окружен жидкостным трубопроводом. Причем жидкостный трубопровод является перфорированным так, что при подаче жидкости жидкость через перфорацию проникает из жидкостного трубопровода в пластовый резервуар. Причем жидкостный трубопровод выполнен в виде множества шлангов и/или труб, причем проводник окружен множеством шлангов и/или труб. Техническим результатом является повышение эффективности извлечения углеводородсодержащего вещества. 3 н. и 9 з.п. ф-лы, 9 ил.

Изобретение относится к огневым устройствам, системам и способам и может быть использовано для получения пара при добыче углеводородов. Устройство для огневого получения пара 10 содержит камеру сгорания, имеющую стороны входа и выхода, корпус коллектора, соединенный со стороной входа камеры сгорания и выполненный с возможностью ввода в камеру сгорания топлива и окислителя, наружный корпус 11, образующий камеру хладагента 30 между его внутренней поверхностью и наружной поверхностью камеры сгорания, и множество сходящихся впускных отверстий 31 для подачи хладагента из камеры хладагента 30 в камеру сгорания. Сходящиеся впускные отверстия 31 для хладагента расположены радиально вокруг камеры сгорания и выполнены с возможностью формирования сужающегося-расширяющегося сопла из хладагента, подаваемого в камеру сгорания на стороне выхода или вблизи стороны выхода камеры сгорания, когда продукты сгорания проходят через него. В качестве хладагента используют воду. Изобретение позволяет увеличить добычу углеводородов из подземных углеводородных пластов, повысить эффективность, надежность и износостойкость огневых устройств при долговременной постоянной эксплуатации. 7 н. и 40 з.п. ф-лы, 12 ил.

Группа изобретений относится к добыче углеродсодержащего вещества из подземного месторождения. Технический результат - оптимизация индуктивного нагрева резервуара для снижения вязкости при добыче углеродсодержащего вещества, понижение потребления воды, ускорение добычи, увеличение добычи. Устройство для добычи углеводородсодержащего вещества из резервуара содержит по меньшей мере один проводящий шлейф для индуктивного обтекания током для электрического и/или электромагнитного нагрева резервуара для снижения вязкости углеводородсодержащего вещества, также предусмотрена направляющая флюида для транспортировки и ввода растворителя-флюида в резервуар для дальнейшего снижения вязкости вещества, причем направляющая флюида перфорирована, так что при подаче растворителя-флюида растворитель-флюид через перфорацию вытесняется из направляющей флюида в резервуар, при этом направляющая флюида расположена внутри проводника проводящего шлейфа свободно от электромагнитного поля. 2 н. и 11 з.п. ф-лы, 11 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - эффективное удаление асфальтосмолистых и парафиновых отложений за счет выделения большого количества тепла без образования в ходе химических превращений труднорастворимых соединений и продуктов реакции, вызывающих коррозию нефтепромыслового оборудования, используемые компоненты вступают между собой в химическую реакцию при стандартных условиях (Т=20°C, Р=101 кПа). Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта включает закачку на забой скважины двух водных растворов. Первый раствор содержит, мас.%: нитрат аммония NH4NO3 48-54; кислота лимонная C6H8O7 2,9-3,4; карбонат натрия Na2CO3 2,3-3,0; вода пресная - остальное. Второй раствор содержит, мас.%: нитрит натрия NaNO2 40-45; вода пресная - остальное. Закачку указанных растворов осуществляют параллельно или последовательно в объемах, обеспечивающих стехиометрическое взаимодействие нитрита натрия с нитратом аммония и лимонной кислотой. 4 табл., 1 ил.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для управления потоком флюида. Способ включает этапы, на которых: локально уменьшают приток в добычной трубопровод из областей местного перегрева с использованием устройств управления притоком, снабженных внутри своего корпуса подвижным затвором, выполненным с возможностью автономного регулирования потока флюида через устройства управления притоком на основе эффекта Бернулли; увеличивают приток флюида в указанный добычный трубопровод на отдалении от указанных областей местного перегрева с использованием устройств управления притоком с целью локального увеличения притока; и усиливают депрессию в указанной добычной трубе, содержащей инжектор, при помощи указанного инжектора для впрыскивания газообразной среды в месте расположения указанных устройств управления притоком или ниже их по потоку. Технический результат заключается в повышении эффективности управления потоком флюида. 3 н. и 21 з.п. ф-лы, 8 ил.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для регулирования притока в добычной трубопровод. Клапан или устройство управления потоком для управления на основе эффекта Бернулли потоком флюида от одного пространства или области к другой, в частности для управления потоком флюида, такого как нефть и/или газ, содержащего воду, из нефтяного или газового коллектора в добычной трубопровод скважины в нефтяном и/или газовом коллекторе, от впускного отверстия на стороне впуска к выпускному отверстию на стороне выпуска устройства. Причем клапан содержит подвижный клапанный затвор, выполненный с возможностью приведения его в действие чувствительным к температуре устройством. Клапанный затвор выполнен с возможностью его перемещения чувствительным к температуре устройством в направлении закрытия в ответ на превышение заданного значения температуры флюида, окружающего клапан и/или попадающего внутрь клапана. Причем клапан или устройство выполнено так, что чувствительное к температуре устройство содержит расширяющийся механизм, представляющий собой герметичную конструкцию, по меньшей мере частично наполненную расширяющимся материалом. Причем указанный расширяющийся материал и, следовательно, также указанный расширяющийся механизм выполнены с возможностью, при превышении заданного значения температуры флюида, расширяться и тем самым вызывать перемещение подвижного клапанного затвора в направлении закрытия. При этом клапан имеет канал потока от впускного отверстия к выпускному отверстию, часть которого направляет поток флюида по поверхности подвижного клапанного затвора таким образом, что обеспечивается возможность автономного перемещения подвижного клапанного затвора для управления на основе эффекта Бернулли указанным потоком флюида, когда подвижный клапанный затвор не перемещен чувствительным к температуре устройством в направление закрытия. Технический результат заключается в повышении эффетивности регулирования притока в трубопровод. 2 н. и 14 з.п. ф-лы, 7 ил.
Наверх