Способ шахтной разработки месторождения высоковязкой нефти и устройство закрытой системы сбора нефти для его осуществления

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности. Технический результат - обеспечение накопительного режима работы добывающих скважин, предотвращение прорыва пара из добывающей скважины, повышение темпа отбора и коэффициента извлечения нефти, сокращение потерь тепла, снижение температуры в горной выработке, возможность измерять дебит и принимать решение о продолжения эксплуатации или ремонте скважины. Способ шахтной разработки месторождения высоковязкой нефти включает проходку горных выработок, бурение поверхностных нагнетательных и подземных добывающих скважин, оборудование оптическими датчиками для контроля температуры подземных скважин с установкой датчиков на устьях подземных скважин, закачку пара в поверхностные нагнетательные скважины, прекращение закачки пара при повышении температуры и отбор нефти из подземных скважин. Причем на устье подземных добывающих скважин устанавливают устройство закрытой системы сбора нефти, осуществляют накопление нефти в накопительных емкостях закрытой системы сбора нефти и передачу сигнала о достижении установленного верхнего предела уровня нефти в накопительной емкости по оптоволоконному кабелю в компьютер, обработку информации и выдачу команды на открытие запорных устройств, установленных на сливных патрубках накопительных емкостей, слив нефти в трубопровод закрытой системы сбора нефти и дальнейшую транспортировку нефти самотеком по трубопроводу закрытой системы сбора нефти в зумпф участкового накопительного устройства, передачу сигнала о достижении установленного нижнего предела уровня нефти в накопительной емкости по оптоволоконному кабелю в компьютер, обработку информации и выдачу команды на закрытие запорного устройства и прекращение слива нефти из накопительных емкостей в трубопровод закрытой системы сбора нефти. Затем осуществляют автоматический расчет дебита добывающих скважин по разнице поступления во времени сигналов от сигнализаторов уровня нефти с учетом заранее введенных данных о длине, угле наклона, диаметре обсадной трубы добывающей скважины и объеме накопительной емкости с последующим принятием решения о целесообразности ремонта или о продолжении эксплуатации скважины. Устройство закрытой системы сбора нефти представляет собой накопительные емкости, выполненные в виде вертикальных сосудов, подключенных к добывающим скважинам посредством наклонного патрубка, нижний конец которого расположен ниже уровня добывающей скважины, при этом накопительная емкость снабжена вспомогательным стаканом, верхний торец которого расположен выше входа в накопительную емкость наклонного патрубка подачи нефти из добывающей скважины, вспомогательный стакан подключен сливным патрубком с установленным на нем запорным устройством к трубопроводу сбора нефти, при этом в верхней конической части накопительной емкости установлен дыхательный клапан с перепускным трубопроводом, связанным с верхним не заполненным нефтью объемом трубопровода закрытой системы сбора нефти, причем на уровне верхнего торца вспомогательного стакана установлен сигнализатор нижнего уровня нефти, а в верхней части емкости установлен сигнализатор верхнего уровня нефти. 2 н. и 3 з.п. ф-лы, 4 ил.

 

Предлагаемое изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождений высоковязкой нефти.

Известен способ шахтной разработки месторождения высоковязкой нефти, включающий проходку горных выработок, бурение поверхностных нагнетательных, подземных добывающих и парораспределительных скважин, оснащение подземных скважин датчиками температуры, закачку пара в поверхностные паронагнетательные скважины, прекращение закачки пара при повышении температуры и отбор нефти из подземных скважин. Оснащение датчиками контроля температуры производят на устьях подземных скважин, в качестве датчиков используют оптические датчики, регистрирующие температуру добываемой жидкости, информацию от датчиков передают по оптическому кабелю в компьютер, в котором производят обработку полученной информации, из компьютера управляющие команды передают на управляющие устройства поверхностных нагнетательных скважин, которые начинают или прекращают подачу пара в соответствующие нагнетательные скважины для обеспечения равномерности прогрева нефтяного пласта и интенсификации добычи нефти (Патент РФ №2267604, кл. E21B 43/24, опубл. 2006.01.10 г.). Данное решение взято за прототип для предлагаемого способа.

Недостатком вышеприведенного способа являются: возможность прорыва пара в подземные скважины при наличии прямой гидродинамической связи между поверхностной нагнетательной скважиной и подземными скважинами, что приводит к поступлению пара в горные выработки до момента его полной конденсации на данном участке пласта с повышением температуры в горных выработках, необходимости прекращения подачи пара в поверхностные нагнетательные скважины и, как следствие, снижению темпа отбора нефти на участке; излив нефти в открытые водосборные канавки, сопровождающийся повышением температуры воздуха в горных выработках выше допустимой и ухудшающий условия обслуживания подземных скважин; отсутствие возможности измерять дебит скважин и принимать решение о целесообразности продолжения эксплуатации или о ремонте скважины.

Из патентной литературы известно устройство термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти, включающее подземные горные выработки, подземные парораспределительные и добывающие скважины, поверхностные нагнетательные скважины с управляющими устройствами по регулированию закачки пара, оборудованные на устье каждой подземной скважины запорным устройством с возможностью автоматического перекрытия скважины в момент прорыва пара и открытия скважины при конденсации пара; при этом в качестве запорного устройства используют поплавковый клапан (см. патент РФ №100553, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.12.10 г.). Данное решение взято в качестве прототипа предлагаемого устройства.

Недостатком данного устройства являются невозможность полного предотвращения прорыва пара в горные выработки, отсутствие возможности накапливать достаточный объем нефти в скважине в связи с высокой частотой срабатывания поплавкового клапана, вызванной малым рабочим объемом устройства, приводящим к парожидкостному режиму работы скважины, а также излив нефти в открытые водосборные канавки, сопровождающийся повышением температуры воздуха в горных выработках выше допустимых значений и ухудшающий условия обслуживания подземных скважин, и отсутствие возможности измерения дебита скважин и принятия решений о целесообразности продолжения эксплуатации или о ремонте скважины.

Задачей создания изобретения является устранение недостатков вышеуказанных способа и устройства.

Поставленная задача решается с помощью признаков, указанных в п. 1 формулы изобретения, общих с прототипами, таких как способ шахтной разработки месторождения высоковязкой нефти, включающий проходку горных выработок, бурение поверхностных нагнетательных и подземных добывающих скважин, оборудование оптическими датчиками контроля температуры подземных скважин с установкой датчиков на устьях подземных скважин, закачку пара в поверхностные нагнетательные скважины, прекращение закачки пара при повышении температуры и отбор нефти из подземных скважин, и отличительных существенных признаков, таких как установка на устьях подземных добывающих скважин устройства закрытой системы сбора нефти, накопление нефти в накопительных емкостях закрытой системы сбора нефти и передача сигнала о достижении установленного верхнего предела уровня нефти в накопительной емкости по оптоволоконному кабелю на компьютер, обработка информации и выдача команды на открытие запорных устройств, установленных на сливных патрубках накопительных емкостей, слив нефти в трубопровод закрытой системы сбора нефти и дальнейшую транспортировку нефти самотеком по трубопроводу закрытой системы сбора нефти в зумпф участкового накопительного устройства, передача сигнала о достижении установленного нижнего предела уровня нефти в накопительной емкости по оптоволоконному кабелю на компьютер, обработка информации и выдача команды на закрытие запорного устройства и прекращение слива нефти из накопительных емкостей в трубопровод закрытой системы сбора нефти, осуществление автоматического расчета дебита добывающих скважин по разнице поступления во времени сигналов от сигнализаторов уровня нефти с учетом заранее введенных данных о длине, угле наклона, диаметре обсадной трубы добывающей скважины и объеме накопительной емкости, с последующим принятием решения о целесообразности ремонта или о продолжении эксплуатации скважины.

Согласно пункту 2 формулы изобретения, оптоволоконные кабели сбора информации и выдачи команд на управление запорными устройствами объединяют в группы, например, по пять скважин.

Поставленная задача решается с помощью признаков, указанных в п. 3 формулы изобретения, таких как устройство закрытой системы сбора нефти, для осуществления вышеописанного способа, представляющее собой накопительные емкости, выполненные в виде вертикальных сосудов, подключенных к добывающим скважинам посредством наклонного патрубка, нижний конец которого расположен ниже уровня добывающей скважины, при этом накопительная емкость снабжена вспомогательным стаканом, верхний торец которого расположен выше входа в накопительную емкость наклонного патрубка подачи нефти из добывающей скважины, вспомогательный стакан подключен сливным патрубком с установленным на нем запорным устройством к трубопроводу сбора нефти, при этом в верхней конической части накопительной емкости установлен дыхательный клапан с перепускным трубопроводом, связанным с верхним не заполненным нефтью объемом трубопровода закрытой системы сбора нефти, причем на уровне верхнего торца вспомогательного стакана установлен сигнализатор нижнего уровня нефти, а в верхней части емкости установлен сигнализатор верхнего уровня нефти.

Согласно п. 4 формулы изобретения, в качестве запорного устройства на сливном патрубке накопительной емкости используют, например, шаровой кран с электрическим приводом.

Согласно п. 5 формулы изобретения, накопительная емкость подключена к трубопроводу закрытой системы сбора нефти для транспортировки нефти самотеком в зумпф участкового накопительного устройства.

Совокупность существенных признаков как по способу, так и по устройству позволяет получить следующий технический результат: обеспечивает накопительный режим работы добывающих скважин и предотвращает прорыв пара из добывающей скважины, позволяет повысить темп отбора нефти на участке и коэффициент извлечения нефти, сократить потери тепла, уносимого вентиляционной струей при прорывах пара в горную выработку по добывающей скважине, снизить температуру в горной выработке и улучшить условия обслуживания подземных скважин, а также измерять дебит скважин и принимать своевременное решение о целесообразности продолжения эксплуатации или о ремонте скважины.

Предлагаемые изобретения иллюстрируются чертежами, на которых изображены:

на фиг. 1 - схема устройства для осуществления предложенного способа;

на фиг. 2-4 - фазы накопления нефти, поясняющие работу устройства.

Предлагаемый способ осуществляют в следующей последовательности.

Способ шахтной разработки месторождения высоковязкой нефти включает проходку горных выработок, бурение поверхностных нагнетательных и подземных добывающих скважин, оборудование оптическими датчиками для контроля температуры подземных скважин с установкой датчиков на устьях подземных скважин, закачку пара в поверхностные нагнетательные скважины, прекращение закачки пара при повышении температуры и отбор нефти из подземных скважин. На устьях подземных добывающих скважин устанавливают устройство закрытой системы сбора нефти, осуществляют накопление нефти в накопительных емкостях закрытой системы сбора нефти и передачу сигнала о достижении установленного верхнего предела уровня нефти в накопительной емкости по оптоволоконному кабелю в компьютер. Обрабатывают информацию и выдают команды на открытие запорных устройств, установленных на сливных патрубках накопительных емкостей, сливают нефть в трубопровод закрытой системы сбора нефти и осуществляют дальнейшую транспортировку нефти самотеком по трубопроводу закрытой системы сбора нефти в зумпф участкового накопительного устройства, передают сигнал о достижении установленного нижнего предела уровня нефти в накопительной емкости по оптоволоконному кабелю в компьютер, осуществляют обработку информации и выдачу команды на закрытие запорного устройства и прекращение слива нефти из накопительных емкостей в трубопровод закрытой системы сбора нефти, затем осуществляют автоматический расчет дебита добывающих скважин по разнице поступления во времени сигналов от сигнализаторов уровня нефти с учетом заранее введенных данных о длине, угле наклона, диаметре обсадной трубы добывающей скважины и объеме накопительной емкости с последующим принятием решения о целесообразности ремонта или о продолжении эксплуатации скважины. Оптоволоконные кабели сбора информации и выдачи команд на управление запорными устройствами объединяют в группы, например, по пять скважин.

Пример осуществления изобретения

Предлагаемый способ может быть реализован на Ярегском месторождении высоковязкой нефти.

На добычном участке (фиг. 1) осуществляют проходку горных выработок 1, бурение поверхностных нагнетательных скважин 2 и подземных добывающих скважин 3. В горных выработках 1 на устье каждой подземной добывающей скважины 3 устанавливают устройство закрытой системы сбора нефти 4. Устройство закрытой системы сбора нефти 4 включает накопительные емкости 5, наклонный патрубок 6 подачи нефти из добывающей скважины 3, сливной патрубок 7 с запорным устройством 8, представляющим собой шаровой кран 9 с электрическим приводом 10, дыхательный клапан 11 с перепускным трубопроводом 12, трубопроводы 13 закрытой системы сбора нефти. В накопительной емкости 5 устанавливают вспомогательный стакан 14, сигнализаторы верхнего 15 и нижнего 16 уровней нефти. Трубопроводы 13 обеспечивают транспортировку нефти в зумпф 17 участкового накопительного устройства (Фиг. 1).

На устье каждой подземной добывающей скважины 3 также устанавливают оптические датчики температуры 18. Информация от датчиков температуры 18, сигнализаторов уровня нефти 15 и 16, электрического привода 10 запорных устройств 8 по каналам передачи информации 19, 20 и 21 поступает в групповой коммутационно-управляющий пост 22, устанавливаемый в горной выработке 1 для каждых пяти добывающих скважин 3. Сгруппированная информация по оптоволоконному кабелю канала передачи информации 23 поступает на компьютер 24 поверхностного диспетчерского пункта. Поверхностные нагнетательные скважины 2 оборудуют управляющими устройствами 25 по регулированию закачки пара и узлами 26 учета расхода и параметров пара. К запорным устройствам 8 и коммутационно-управляющему посту 22 подводится кабель подачи электроэнергии 26 (Фиг. 1).

По поверхностным нагнетательным скважинам 2 подают перегретый водяной пар и прогревают участок добычи нефти. Под термическим воздействием пара нефть переходит в жидкое состояние и вместе с конденсатом поступает в добывающую скважину 3, при этом при наличии трещин в породе возможен прорыв пара в добывающую скважину 3.

При этом закрытое устройство сбора нефти 4 работает следующим образом.

В первой фазе нефть поступает в накопительную емкость 5, и при достижении нижнего уровня нефти сигнализатор 16 выдает соответствующий сигнал на компьютер 24 (Фиг. 2). Поскольку нефть подается в накопительную емкость 5 по наклонному патрубку 6 подачи нефти из добывающей скважины 3, а верхний торец вспомогательного стакана 14 находится выше входного отверстия наклонного патрубка 6, объем не слитой нефти в накопительной емкости 5 и наклонном патрубке 6 препятствует проникновению пара в накопительную емкость 5. Ранее попавший в накопительную емкость 5 пар конденсируется, и при росте давления в накопительной емкости 5 выше предельно допустимого часть пара перепускается дыхательным клапаном 11 в трубопровод 13 системы сбора нефти по перепускному трубопроводу 12.

В следующей фазе происходит накопление нефти в накопительной емкости 5 и добывающей скважине 3 (Фиг. 3). После наполнения накопительной емкости 5 сигнализатор 14 верхнего уровня выдает соответствующий сигнал на компьютер 24, управляющая программа фиксирует время поступления сигнала и формирует команду на открытие запорного устройства 8, электрический привод 10 открывает шаровой кран 9, и начинается слив нефти в трубопровод 13 закрытой системы сбора нефти, по которому нефть самотеком сливается в зумпф 17 участкового накопительного устройства (Фиг. 4).

При достижении нижнего уровня нефти сигнализатор 16 нижнего уровня нефти выдает соответствующий сигнал на компьютер 24, управляющая программа фиксирует время поступления сигнала и формирует команду на закрытие запорного устройства 8, электрический привод 10 закрывает шаровой кран 9 и прекращает слив нефти из накопительной емкости 5.

Вся система переходит в состояние, соответствующее фазе 2, и цикл работы повторяется.

Управляющая программа по разнице во времени поступления сигналов от сигнализаторов 15 и 16 и на основании введенных ранее данных о длине, угле наклона, диаметре обсадной трубы добывающей скважины 3 и объеме накопительной емкости 5 рассчитывает дебит добывающей скважины 3, а оператор или программа в автоматическом режиме принимает решение о целесообразности ремонта или о продолжении эксплуатации добывающей скважины 3.

Одновременно с процессом накопления нефти в накопительных емкостях 5 оптические датчики температуры в постоянном режиме передают на компьютер 24 значения температуры нефти, поступающей из добывающей скважины 3. В результате обработки полученной информации по подземным добывающим скважинам 3 и поверхностным нагнетательным скважинам 2 оператор или управляющая программа в автоматическом режиме выдает команды управляющим устройствам 25 по регулированию закачки пара, при этом узлы 26 учета расхода и параметров пара передают информацию на компьютер 24.

Использование указанного выше способа и закрытого устройства сбора нефти позволяет повысить темп отбора нефти на участке и коэффициент извлечения нефти, сократить потери тепла, уносимого вентиляционной струей при прорывах пара в горную выработку по добывающей скважине, снизить температуру в подземной горной выработке (буровой галерее) и улучшить условия обслуживания подземных скважин, а также измерять дебит скважин и принимать своевременное решение о целесообразности продолжения эксплуатации или о ремонте скважины. Из описания и практического применения настоящих изобретений специалистам будут очевидны и другие частные формы их выполнения. Данное описание и примеры рассматриваются как материал, иллюстрирующий изобретения, сущность которых и объем патентных притязаний определены в нижеследующей формуле изобретения, совокупностью существенных признаков и их эквивалентами.

1. Способ шахтной разработки месторождения высоковязкой нефти, включающий проходку горных выработок, бурение поверхностных нагнетательных и подземных добывающих скважин, оборудование оптическими датчиками для контроля температуры подземных скважин с установкой датчиков на устьях подземных скважин, закачку пара в поверхностные нагнетательные скважины, прекращение закачки пара при повышении температуры и отбор нефти из подземных скважин, отличающийся тем, что на устье подземных добывающих скважин устанавливают устройство закрытой системы сбора нефти, осуществляют накопление нефти в накопительных емкостях закрытой системы сбора нефти и передачу сигнала о достижении установленного верхнего предела уровня нефти в накопительной емкости по оптоволоконному кабелю в компьютер, обработку информации и выдачу команды на открытие запорных устройств, установленных на сливных патрубках накопительных емкостей, слив нефти в трубопровод закрытой системы сбора нефти и дальнейшую транспортировку нефти самотеком по трубопроводу закрытой системы сбора нефти в зумпф участкового накопительного устройства, передачу сигнала о достижении установленного нижнего предела уровня нефти в накопительной емкости по оптоволоконному кабелю в компьютер, обработку информации и выдачу команды на закрытие запорного устройства и прекращение слива нефти из накопительных емкостей в трубопровод закрытой системы сбора нефти, затем осуществляют автоматический расчет дебита добывающих скважин по разнице поступления во времени сигналов от сигнализаторов уровня нефти с учетом заранее введенных данных о длине, угле наклона, диаметре обсадной трубы добывающей скважины и объеме накопительной емкости с последующим принятием решения о целесообразности ремонта или о продолжении эксплуатации скважины.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что оптоволоконные кабели сбора информации и выдачи команд на управление запорными устройствами объединяют в группы, например, по пять скважин.

3. Устройство закрытой системы сбора нефти для осуществления способа по п. 1, характеризующееся тем, что представляет собой накопительные емкости, выполненные в виде вертикальных сосудов, подключенных к добывающим скважинам посредством наклонного патрубка, нижний конец которого расположен ниже уровня добывающей скважины, при этом накопительная емкость снабжена вспомогательным стаканом, верхний торец которого расположен выше входа в накопительную емкость наклонного патрубка подачи нефти из добывающей скважины, вспомогательный стакан подключен сливным патрубком с установленным на нем запорным устройством к трубопроводу сбора нефти, при этом в верхней конической части накопительной емкости установлен дыхательный клапан с перепускным трубопроводом, связанным с верхним не заполненным нефтью объемом трубопровода закрытой системы сбора нефти, причем на уровне верхнего торца вспомогательного стакана установлен сигнализатор нижнего уровня нефти, а в верхней части емкости установлен сигнализатор верхнего уровня нефти.

4. Устройство по п. 3, отличающееся тем, что в качестве запорного устройства на сливном патрубке накопительной емкости используют, например, шаровой кран с электрическим приводом.

5. Устройство по п. 3, отличающееся тем, что накопительная емкость подключена к трубопроводу закрытой системы сбора нефти для транспортировки нефти самотеком в зумпф участкового накопительного устройства.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при термошахтной разработке месторождения высоковязкой нефти. Техническим результатом является повышение надежности работы отсекателя.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при термошахтной разработке месторождения высоковязкой нефти. Технический результат - улучшение условий работы операторов в нефтяных шахтах при снижении затрат на вентиляцию уклонного блока.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение энергоэффективности способа разработки.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для повышения нефтеотдачи пласта. .

Изобретение относится к области науки о Земле, в частности к добыче нефти или газа, и может быть использовано для дополнительного извлечения нефти или газа с использованием упругого миграционного геоэффекта и кавитации во флюидосодержащих породах на глубинах 15 км и более.

Изобретение относится к области промысловой геологии и может быть использовано в процессе добычи углеводородов из подземных геологических формаций. В данном документе описан способ измерения вязкости неньютоновской жидкости для поточного измерения и управления процессом.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - предотвращение снижения забойного давления в добывающих горизонтальных скважинах, снижение затрат тепловой энергии, увеличение темпов отбора извлекаемых запасов, повышение коэффициента извлечения нефти.

Изобретение относится к технологиям разработки нефтяных пластов с помощью добывающих и нагнетательных скважин и может быть использовано на нефтяных месторождениях, где добыча высоковязкой нефти из пластов ведется тепловым методом вытеснения нефти горячей водой или паром высокой температуры.

Изобретение относится к технологиям разработки нефтяных пластов. Технический результат - обеспечение воздействия на нефть как в вертикальном, так и в горизонтальном направлениях, достижение более полной выработки пласта.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений. Технический результат - увеличение охвата залежи, повышение эффективности паротеплового воздействия на продуктивный пласт, увеличение отбора разогретой высоковязкой нефти после пароциклического воздействия, исключение перегрева верхней части продуктивного пласта, сокращение тепловых потерь по стволу скважины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - снижение паронефтяного отношения при разработке залежей тяжелой нефти или природного битума, увеличение темпа выработки залежей, снижение количества очищенной пресной воды, необходимой для генерации пара.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к устройствам для подачи на забой пара или другого вещества интенсификации притока. Вставное инжекторное устройство включает в себя корпус, который имеет внутренний нефтяной канал, выполненный с возможностью обеспечивать сквозной проход нефти.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - вовлечение в разработку слабопроницаемых зон, повышение равномерности вытеснения, повышение охвата воздействием, создание равномерной паровой камеры в неоднородном по проницаемости пласте.

Группа изобретений относится к обработке воды и, в том числе, обработки попутной воды при извлечении нефти. Технический результат – повышение эффективности обработки воды.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологии добычи тяжелой и высоковязкой нефти из горизонтальных или имеющих наклонный участок скважин с применением тепла.

Изобретение относится к способу и устройству для увеличения степени сухости пара котла для нагнетания пара. Согласно способу, после того как степень сухости влажного насыщенного пара на выходе котла для нагнетания пара увеличена с помощью устройства для увеличения степени сухости пара, нагнетают совместно влажный насыщенный пар и газ, созданный с помощью устройства для увеличения степени сухости пара, в нефтяной пласт герметичным способом, при этом устройство для увеличения степени сухости содержит комбинированную распылительную головку, камеру нагрева пара, камеру сгорания и смесительную камеру; газ с высокой температурой и высоким давлением, созданный с помощью камеры сгорания, поступает в смесительную камеру и полностью смешивается в ней с паром из котла для нагнетания пара. Изобретение направлено на увеличение степени сухости пара котла для нагнетания пара, степень сухости влажного насыщенного пара на выходе котла для нагнетания пара может быть увеличена до 95%-100%, и реализуются результаты от улучшения энтальпии пара, пополнения энергии пласта и увеличения волны и размера пара, таким образом, чтобы разогревать нефтяной пласт более эффективно, и улучшать результат разработки месторождения тяжелой нефти. 4 н. и 6 з.п. ф-лы, 7 ил.

Группа изобретений касается системы нескольких электрических пар проводов для симметричного питания потребителя. Cистема нескольких электрических пар проводов для симметричного питания петли провода с емкостной компенсацией для индуктивного нагревания и покрывающей их экранной трубы, при этом прямые и обратные провода пар проводов расположены, соответственно чередуясь, будучи конциклически и равномерно распределены по периметру круга внутри экранной трубы, покрывающей эти несколько пар проводов. Причем прямые и обратные провода всегда имеют поперечное сечение в форме сектора круга. При этом экранная труба имеет концентрически многослойную конструкцию. Крайний внутренний слой экранной трубы изготовлен из диамагнитного или парамагнитного материала. Техническим результатом является повышение эффективности электрического питания или электромагнитного нагревания бассейна тяжелой нефти или нефтеносного песка, минимизация экологических рисков и повышение эффективности эксплуатации системы за счет высокого электромагнитного экранирования. 2 н. и 17 з.п. ф-лы, 1 ил.

Группа изобретений касается системы нескольких электрических пар проводов для симметричного питания потребителя. Cистема нескольких электрических пар проводов для симметричного питания петли провода с емкостной компенсацией для индуктивного нагревания и покрывающей их экранной трубы, при этом прямые и обратные провода пар проводов расположены, соответственно чередуясь, будучи конциклически и равномерно распределены по периметру круга внутри экранной трубы, покрывающей эти несколько пар проводов. Причем прямые и обратные провода всегда имеют поперечное сечение в форме сектора круга. При этом экранная труба имеет концентрически многослойную конструкцию. Крайний внутренний слой экранной трубы изготовлен из диамагнитного или парамагнитного материала. Техническим результатом является повышение эффективности электрического питания или электромагнитного нагревания бассейна тяжелой нефти или нефтеносного песка, минимизация экологических рисков и повышение эффективности эксплуатации системы за счет высокого электромагнитного экранирования. 2 н. и 17 з.п. ф-лы, 1 ил.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности. Технический результат - обеспечение накопительного режима работы добывающих скважин, предотвращение прорыва пара из добывающей скважины, повышение темпа отбора и коэффициента извлечения нефти, сокращение потерь тепла, снижение температуры в горной выработке, возможность измерять дебит и принимать решение о продолжения эксплуатации или ремонте скважины. Способ шахтной разработки месторождения высоковязкой нефти включает проходку горных выработок, бурение поверхностных нагнетательных и подземных добывающих скважин, оборудование оптическими датчиками для контроля температуры подземных скважин с установкой датчиков на устьях подземных скважин, закачку пара в поверхностные нагнетательные скважины, прекращение закачки пара при повышении температуры и отбор нефти из подземных скважин. Причем на устье подземных добывающих скважин устанавливают устройство закрытой системы сбора нефти, осуществляют накопление нефти в накопительных емкостях закрытой системы сбора нефти и передачу сигнала о достижении установленного верхнего предела уровня нефти в накопительной емкости по оптоволоконному кабелю в компьютер, обработку информации и выдачу команды на открытие запорных устройств, установленных на сливных патрубках накопительных емкостей, слив нефти в трубопровод закрытой системы сбора нефти и дальнейшую транспортировку нефти самотеком по трубопроводу закрытой системы сбора нефти в зумпф участкового накопительного устройства, передачу сигнала о достижении установленного нижнего предела уровня нефти в накопительной емкости по оптоволоконному кабелю в компьютер, обработку информации и выдачу команды на закрытие запорного устройства и прекращение слива нефти из накопительных емкостей в трубопровод закрытой системы сбора нефти. Затем осуществляют автоматический расчет дебита добывающих скважин по разнице поступления во времени сигналов от сигнализаторов уровня нефти с учетом заранее введенных данных о длине, угле наклона, диаметре обсадной трубы добывающей скважины и объеме накопительной емкости с последующим принятием решения о целесообразности ремонта или о продолжении эксплуатации скважины. Устройство закрытой системы сбора нефти представляет собой накопительные емкости, выполненные в виде вертикальных сосудов, подключенных к добывающим скважинам посредством наклонного патрубка, нижний конец которого расположен ниже уровня добывающей скважины, при этом накопительная емкость снабжена вспомогательным стаканом, верхний торец которого расположен выше входа в накопительную емкость наклонного патрубка подачи нефти из добывающей скважины, вспомогательный стакан подключен сливным патрубком с установленным на нем запорным устройством к трубопроводу сбора нефти, при этом в верхней конической части накопительной емкости установлен дыхательный клапан с перепускным трубопроводом, связанным с верхним не заполненным нефтью объемом трубопровода закрытой системы сбора нефти, причем на уровне верхнего торца вспомогательного стакана установлен сигнализатор нижнего уровня нефти, а в верхней части емкости установлен сигнализатор верхнего уровня нефти. 2 н. и 3 з.п. ф-лы, 4 ил.

Наверх