Способ добычи нефти



Способ добычи нефти
Способ добычи нефти
Способ добычи нефти

Владельцы патента RU 2501938:

ООО "РН-УфаНИПИнефть" (RU)

Изобретение относится к механизированной добыче нефти и может быть использовано для эксплуатации скважин, преимущественно среднедебитных и малодебитных, оборудованных погружными глубинными насосами. Обеспечивает повышение эффективности, универсальности и технологичности способа за счет увеличения добычи нефти. Сущность изобретения: способ включает бурение скважины, размещение в скважине глубинно-насосного оборудования на выбранной глубине, осуществление работы насоса в периодическом режиме с остановками насоса для накопления нефти в скважине, осуществление снижения противодавления на пласт в процессе накопления нефти. Согласно изобретению над верхними перфорационными отверстиями разбуривают предпочтительно два горизонтальных боковых ствола, выполняющих функцию накопителей нефти. Насосное оборудование размещают на забое скважины. При этом периодический режим работы насоса осуществляют таким образом, чтобы верхний динамический уровень был больше статического уровня, а нижний динамический уровень был максимально приближен к уровню приема насоса так, чтобы коэффициент его подачи был не ниже 0,2. 2 з.п. ф-лы, 2 пр., 3 ил.

 

Изобретение относится к механизированной добыче нефти и может быть использовано для эксплуатации скважин, преимущественно среднедебитных и малодебитных, оборудованных погружными глубинными насосами (УЭЦН, УСШН, УЭВН и др.).

Известен способ регулирования процесса периодической эксплуатации малодебитных нефтяных скважин, основанный на контроле и изменении времени накопления и откачки жидкости до момента определения оптимального времени накопления жидкости по данным о трех конечных заданных значениях времени накопления жидкости и соответствующих им значениям времен откачки жидкости (А.С. SU 1481382, E21B 43/00, 1989).

К недостаткам способа относится, в частности, рост противодавления на пласт при увеличении столба жидкости в период накопления, что препятствует увеличению добычи. Кроме того, отсутствие контроля величины коэффициента подачи насоса в процессе определения оптимальных параметров откачки и накопления; в то время как при увеличении динамического уровня и приближении его к приему насоса коэффициент подачи насоса снижается и эксплуатация установок ЭЦН будет осуществляться за пределами рабочей области, сопровождаясь снижением коэффициента полезного действия; более того, при коэффициенте подачи насоса меньше 0,2 происходит тепловое заклинивание плунжера насоса (К.Р. Уразаков «Эксплуатация наклонно направленных скважин, М. Недра, 1993 г - С.102).

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ добычи нефти штанговой глубинно-насосной установкой, включающий бурение скважины, спуск в скважину глубинного штангового насоса, периодическую откачку нефти с остановками насоса для накопления нефти в скважине, отличающийся тем, что, с целью повышения надежности работы насосной установки в глубоких скважинах при одновременном ускорении отбора нефти за счет снижения противодавления на пласт в процессе накопления, участок ствола скважины, служащий для накопления нефти, выполняют наклонным; насос устанавливают выше продуктивного пласта и под наклонным участком ствола (А.С. 1669231, E21B 43/00, 1987).

Способ-прототип недостаточно технологичен из-за необходимости выполнения участка ствола скважины, служащего для накопления нефти, наклонным. Способ-прототип ограничивает область эксплуатации скважин штанговонасосной добычей, так как выполнение участка накопления, располагающегося над насосом, наклонным ведет к росту сил трения и повышению износа плунжерной пары насоса.

Кроме того, способ-прототип недостаточно эффективен, так как не предусматривает изменение динамических уровней и расстояния между ними в случае превышения удельных расходов на тонну добываемой нефти над удельными расходами на тонну товарной нефти, что приводит к существенным убыткам вследствие добычи нефти нерентабельными скважинами; отсутствует ограничение величины коэффициента подачи насоса, снижение уровня которого приводит к тепловому заклиниванию плунжера насоса.

Решаемая задача и ожидаемый технический результат заключаются в повышении эффективности, универсальности и технологичности способа за счет увеличения добычи нефти с помощью создания накопителей нефти в виде горизонтальных боковых стволов непосредственно над верхними отверстиями перфорации. Благодаря перемещению положения верхнего и нижнего динамического уровня жидкости в скважине путем регулирования длины и соотношения периодов работы и отключения насоса обеспечивается перевод скважины в категорию рентабельных, увеличение межремонтного периода работы скважины. Способ универсален и технологичен, так как снимается ограничение области эксплуатации скважин штанговонасосной добычей и исключается необходимость выполнения участка накопления скважины наклонным; соответственно, возможна добыча нефти плунжерным насосом.

Поставленная задача решается тем, что способ добычи нефти, включающий бурение скважины, размещение в скважине глубинно-насосного оборудования на выбранной глубине, осуществление работы насоса в периодическом режиме с остановками насоса для накопления нефти в скважине, осуществление снижения противодавления на пласт в процессе накопления нефти, отличается тем, что над верхними перфорационными отверстиями разбуривают предпочтительно два горизонтальных боковых ствола, выполняющих функцию накопителей нефти, а насосное оборудование размещают на забое скважины, причем периодический режим работы насоса осуществляют таким образом, чтобы верхний динамический уровень был больше статического уровня, а нижний динамический уровень был максимально приближен к уровню приема насоса так, чтобы коэффициент его подачи был не ниже 0,2. При этом величину интервала между верхним и нижним динамическими уровнями принимают 100-300 м, в период временной консервации скважин в условиях не коррозионной среды насосное оборудование не извлекают.

При соотношении удельных расходов на тонну товарной нефти (Т) и удельных расходов на тонну добываемой нефти (Д) Т>Д поддерживают циклическую работу насоса, а при соотношении Т<Д перемещают положение верхнего и нижнего динамического уровня жидкости, изменяя при этом расстояние между верхним и нижним динамическим уровнем до тех пор, пока не будет выполнено неравенство Т>Д, причем осуществляют временную консервацию скважины только при невозможности указанной оптимизации соотношения Т и Д. Перемещение положения верхнего и нижнего динамического уровня жидкости в скважине осуществляют путем регулирования длины и соотношения периодов работы и отключения насоса, причем верхний динамический уровень больше статического уровня, а нижний - соответствует коэффициенту подачи насоса не ниже 0,2. В период временной консервации скважин в условиях некоррозионной среды насосное оборудование не извлекают.

Способ осуществляется предпочтительно следующей последовательностью операций:

1. Бурение скважины, разбуривание над верхними перфорационными отверстиями горизонтальных боковых стволов (диаметром меньше диаметра основного ствола), выполняющих функцию накопителей нефти.

Размещение глубинно-насосного оборудования на забое скважины для обеспечения возможности поддержания наибольшего нижнего динамического уровня, причем производительность насоса больше ожидаемого дебита жидкости; осуществление работы насоса в периодическом режиме с остановками для накопления нефти в скважине; размещение динамических уровней таким образом, что верхний динамический уровень больше статического, нижний уровень на расстоянии 100 метров от верхнего - так, чтобы цикл работы насоса (сумма периодов работы и отключения) был коротким; коэффициент подачи насоса не ниже 0,2.

2а. При соотношении удельных расходов на тонну товарной нефти (Т) и удельных расходов на тонну добываемой нефти (Д) Т>Д поддерживают циклическую работу насоса. Период накопления жидкости в скважине происходит с отключенным двигателем: без потребления электроэнергии. Добытая жидкость перекачивается в систему нефтесбора.

2б. При соотношении Т<Д перемещают положение верхнего и нижнего динамического уровня жидкости в скважине до тех пор, пока неравенство Т>Д не станет верным. Перемещение положения верхнего и нижнего динамического уровня жидкости в скважине осуществляют путем регулирования длины и соотношения периодов работы и отключения насоса, определяемых, например, экспортно, с помощью математического моделирования процесса добычи. Добытая жидкость перекачивается в систему нефтесбора.

3. В случае невозможности выполнения неравенства Т>Д с учетом вышеперечисленных условий перемещением положения верхнего и нижнего динамического уровня жидкости в скважине осуществляется временная консервация скважины; в условиях некоррозионной среды насосное оборудование не извлекают.

Заявляемый способ поясняется чертежами.

На фиг.1 представлена схема установки насоса, поясняющая на примере центробежного насоса принцип эксплуатации скважины заявляемым способом. Здесь:

1 - эксплуатационная колонна - ствол скважины;

2 - насос в комплекте с электродвигателем;

3 - насосно-компрессорные трубы (НКТ);

4 - вариант положения нижнего динамического уровня жидкости;

5 - вариант положения верхнего динамического уровня жидкости;

6 - забой скважины;

7, 8 - горизонтальные боковые стволы.

Стрелками показан приток добываемой жидкости через перфорационные отверстия на забой скважины.

Способ предполагает размещение в эксплуатационной колонне 1 на забое 6 скважины насоса 2, подвешенного на колонне НКТ 3, в комплекте с погружным электродвигателем (ПЭД); накопление нефти в специально разбуренных горизонтальных боковых стволах 7 и 8, диаметром меньше диаметра основного ствола. В зависимости от уровня жидкости в затрубном пространстве скважины рассчитывается необходимый напор ЭЦН. Режим работы ЭЦН и ПЭД рассчитывают так, чтобы их характеристики находились в пределах рабочей области: работа осуществлялась с максимальным КПД.

В начальный момент времени насос выключен - верхний динамический уровень жидкости 5 больше статического, находящегося ниже устья скважины; его величина определяется пластовым давлением. При включении насоса 2 жидкость из затрубного пространства перекачивается в полость НКТ 3 и заполняет полость горизонтальных боковых стволов 7 и 8, что приводит к снижению ее уровня в затрубном пространстве. При достижении жидкостью нижнего динамического уровня 4, обеспечивающего коэффициент подачи насоса не ниже 0,2, насос 2 отключается. Скважина переходит в режим накопления, причем жидкость накапливается не только в полости НКТ 3, но и в полости горизонтальных боковых стволов 7 и 8, тем самым увеличивается объем накопленной нефти при снижении противодавления на пласт и увеличении притока жидкости в скважину. При достижении жидкостью верхнего динамического уровня 5 насос 2 включается, и скважина переходит в режим откачки.

Авторами смоделирован процесс работы насоса в периодическом режиме с остановками насоса для накопления нефти в горизонтальных боковых стволах, при снижении противодавления на пласт и увеличении притока жидкости в скважину, при размещении насоса на забое скважины, в зависимости от глубины размещения нижней границы динамического уровня жидкости.

На фиг.2 представлены зависимости разности удельных расходов на тонну товарной и добываемой нефтей от величины интервала между верхним и нижним динамическими уровнями, при размещении нижней границы динамического уровня жидкости в положении 2300 м (график помечен треугольниками), 1900 м (кубики) и 1400 м (жирные точки). Показано, что рентабельность скважины повышается при максимально возможном приближении нижнего динамического уровня к приему насоса так, чтобы коэффициент его подачи был не ниже 0,2; рентабельность достигает максимума при величине интервала между верхним и нижним динамическими уровнями 100-300 м. Расчеты проведены при удельных расходах на тонну товарной нефти 4500 руб./т.

На фиг.З отображены зависимости, аналогичные зависимостям фиг.2. Расчеты проведены при удельных расходах на тонну товарной нефти 2500 руб./т. Показано, что при размещении нижней границы динамического уровня жидкости в положении 2300 м (график помечен треугольниками) скважина отнесена к категории нерентабельных, а при размещении нижней границы динамического уровня жидкости в положении 1900 м (кубики) и 1400 м (жирные точки) скважина переходит в категорию рентабельных.

Примеры осуществления способа

Осуществлено математическое моделирование процесса добычи нефти из скважины №8501 Мамонтовского месторождения.

Режим работы скважины: забойное давление - 199 атм, давление в затрубном пространстве - 7 атм, давление в линии - 20 атм, потенциальный дебит - 26 м3/сут.

Конструкция скважины: глубина скважины - 2410 метров, насос устанавливают на забое - 2400 метров Скважина обсажена колонной диаметром 131 мм, в колонну спущен насос ЭЦН-60-2040 на насосно-компрессорных трубах диаметром 73 мм; горизонтальные боковые стволы диаметром 114 мм разбурены на глубине 2365 м.

Обводненность продукции 78%.

Статический уровень 480 м.

Пример 1.

По результатам моделирования существующий режим работы скважины пунктирная линия через жирные точки на фиг.2 при верхней границе динамического уровня 1300 м от устья скважины, нижней границе - 1400 м;

длительность рабочего цикла насоса 1 час, в том числе период работы (период откачки) - 0,28 часа, период отключения (период накопления) - 0,72 часа.

Изменяем длину и соотношение периодов работы и отключения насоса: длительность рабочего цикла насоса 2 часа, в том числе период работы (период откачки) - 1,18 часа, период отключения (период накопления) - 0,82 часа - на фиг.2 это сплошная линия через треугольники, при размещении верхней границы динамического уровня жидкости в затрубном пространстве в положении 2200 м от устья скважины, нижней границы - 2300 м, причем верхний динамический уровень больше статического, нижний динамический уровень обеспечивает коэффициент подачи насоса не ниже 0,2. Увеличивается дебит жидкости и соответственно нефти: возрастает разность удельных расходов на тонну товарной и добываемой нефтей (фиг.2). Увеличение рабочего цикла насоса позволяет увеличить МРП скважины.

Расчеты проведены при удельных расходах на тонну товарной нефти 4500 руб./т.

Пример 2.

В случае изменения удельных расходов на тонну товарной нефти до величины 2500 руб./т, результаты моделирования существующего режима работы скважины - сплошная линия через треугольники на фиг.3 при верхней границе динамического уровня 2300 м от устья скважины, нижней границе - 2400 м, причем верхний динамический уровень больше статического, нижний динамический уровень обеспечивает коэффициент подачи насоса не ниже 0,2; длительность рабочего цикла насоса 1,4 часа, в том числе период работы насоса (период откачки) - 0,82 часа, период отключения (период накопления) - 0,58 ч. Скважина относится к категории нерентабельных.

Изменяем длину и соотношение периодов работы и отключения насоса: длительность рабочего цикла насоса 1,5 часа, в том числе период работы (период откачки) - 0,57 часа, период отключения (период накопления) - 0,93 часа - на фиг.3 это пунктирная линия через квадраты, при размещении верхней границы динамического уровня жидкости в затрубном пространстве в положении 1800 м от устья скважины, нижней границы - 1900 м, причем верхний динамический уровень больше статического, нижний динамический уровень обеспечивает коэффициент подачи насоса не ниже 0,2. Увеличивается дебит жидкости и соответственно нефти: скважина переходит в категорию рентабельных. Снижаются затраты на электроэнергию, вследствие увеличения периода отключения насоса: периода накопления.

Способ добычи нефти позволяет увеличить добычу нефти в периодическом режиме работы скважины с остановками насоса для накопления нефти, при снижении противодавления на пласт и увеличении притока жидкости в скважину, перемещением положения верхнего и нижнего динамического уровня жидкости в скважине путем регулирования длины и соотношения периодов работы и отключения насоса, перевести скважину в категорию рентабельных, увеличить межремонтный период работы скважины.

1. Способ добычи нефти, включающий бурение скважины, размещение в скважине глубинно-насосного оборудования на выбранной глубине, осуществление работы насоса в периодическом режиме с остановками насоса для накопления нефти в скважине, осуществление снижения противодавления на пласт в процессе накопления нефти, отличающийся тем, что над верхними перфорационными отверстиями разбуривают предпочтительно два горизонтальных боковых ствола, выполняющих функцию накопителей нефти, а насосное оборудование размещают на забое скважины, причем периодический режим работы насоса осуществляют таким образом, чтобы верхний динамический уровень был больше статического уровня, а нижний динамический уровень был максимально приближен к уровню приема насоса так, чтобы коэффициент его подачи был не ниже 0,2.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что величину интервала между верхним и нижним динамическими уровнями принимают 100-300 м.

3. Способ по п.2, отличающийся тем, что в период временной консервации скважин в условиях некоррозионной среды насосное оборудование не извлекают.



 

Похожие патенты:

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

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

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

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

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

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

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

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. .

Изобретение относится к нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей отрасли и может быть использовано для перекачки любой жидкости в трубопроводах, насосно-компрессорных трубах с различными техническими характеристиками.

Способ освоения и эксплуатации скважин с высоковязкой продукцией и устройства для его реализации относятся к области нефтедобывающей промышленности и могут быть использованы для подъема продукции скважины при их освоении и эксплуатации. Для подъема жидкости до устья применяют желонку, а для опорожнения желонки, без ее подъема на устье, используют свабный метод. Сущность изобретения заключается в использовании для подъема продукции проточной желонки, состоящей из обсадных или колонковых труб и имеющей устройства автозацепов сверху к устью, а снизу к свабу. Сваб перемещается в ограниченном желонкой пространстве и снабжен специальным грузом на штанге. Сваб имеет механизм фиксатора, фиксирующий груз в нижнем положении до заполнения желонки жидкостью и освобождающий его под действием реле давления. Причем груз вначале своего движения вверх герметично закрывает нижний конец сваба. Технический результат заключается в обеспечении возможности работы и повышении производительности при освоении и эксплуатации скважин с высоковязкой продукцией в закрытую систему сбора, без создания дополнительных, повторяющихся и опасных приемов на устье. 3 н. и 9 з.п. ф-лы, 4 ил.

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

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

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

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

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

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

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

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при добыче текучих сред из глубоких скважин с применением глубинных насосов типа электроцентробежных насосов - ЭЦН. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет снижения энергетических затрат на подъем жидкости, повышения производительности ЭЦН и возможности увеличения глубины его установки в скважине. Сущность изобретения: способ включает спуск на колонне насосно-компрессорных труб ЭЦН и хвостовика из насосно-компрессорных труб с перфорированной нижней частью, изоляцию потока жидкости в межтрубном пространстве пакером, установленным на хвостовике, и регулирование направления потока жидкости для распределения его через внутреннюю полость колонны насосно-компрессорных труб и межтрубное пространство. Согласно изобретению перед спуском в скважину устанавливают обратный клапан на конце хвостовика и перфорируют колонну насосно-компрессорных труб в зоне устья скважины. В колонне насосно-компрессорных труб в зоне устья скважины выполняют перфорационные каналы. Эти каналы выполняют в 1,5-2 раза больше перфорационных каналов в нижней части хвостовика. 1 ил.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2013-12-20 2013-12-19T17:59:20
Наверх