Патентная документация ЕАПВ

 
Запрос :  ea201400760a*\id

больше ...
Термины запроса в документе


Полный текст патента

(57) Реферат / Формула:

Предложено устройство для регулирования нагнетания газа для размещения в буровой скважине для регулирования нагнетания газа в трубу, содержащую сырую нефть, для подъема нефти вверх по трубе, содержащее корпус и по меньшей мере два узла распределительного клапана, размещенные в корпусе, причем каждый узел имеет впускное отверстие для приема газа от источника, находящегося под давлением, выпускное отверстие для подачи сжатого газа для нагнетания в трубу, впускной клапан, расположенный в линии потока между впускным отверстием и выпускным отверстием, и по меньшей мере один механизм управления, связанный с впускным клапаном, при этом каждый механизм управления является независимо управляемым для переключения соответствующего впускного клапана между его открытой и закрытой конфигурациями, при этом каждый узел распределительного клапана в выпускном отверстии содержит съемный дроссель. Кроме того, предложен способ регулирования нагнетания газа в трубу, содержащую сырую нефть, для подъема нефти вверх по трубе, а также способ регулирования добычи сырой нефти посредством множества труб.


2420-517721ЕА/011
УСТРОЙСТВО ДЛЯ РЕГУЛИРОВАНИЯ НАГНЕТАНИЯ ГАЗА И СПОСОБЫ ЕГО
ЭКСПЛУАТАЦИИ
Область изобретения
Данное изобретение относится к устройствам для регулирования нагнетания газа, в частности, для размещения в буровой скважине для контроля нагнетания газа в трубу для подъема текучей среды вверх по трубе, например, сырой нефти.
Предпосылки создания изобретения
В известных способах добычи нефти газ нагнетается в трубу с сырой нефтью для подъема нефти вверх по трубе, когда давление в самом нефтяном пласте является недостаточным для осуществления этого, или для дополнительного увеличения дебита нефти. Этот способ часто называют "газлифт". Сжатый газ подается в кольцевое пространство между внешней обсадной колонной и внутренней эксплуатационной насосно-компрессорной колонной и нагнетается в основание столба жидкости насосно-компрессорной колонны через клапан газлифта наклонной скважины. В результате этого происходит насыщение газом сырой нефти, уменьшение ее плотности, в результате чего смесь газ/нефть поднимается по трубе.
Известная конфигурации газлифтной эксплуатации нефтяной скважины схематически изображена на фиг. 1. Сжатый газ подается посредством компрессорной станции 2 в манифольд 4 нагнетаемого газа. Манифольд разделяет источник газа на четыре отдельные подачи для соответствующих скважин 6. Каждая скважина включает внешнюю оболочку 8 буровой скважины, окружающую внутреннюю эксплуатационную насосно-компрессорную колонну или трубку 10. Газ подается в кольцевое пространство 12, образованное между оболочкой и насосно-компрессорной колонной. Газ затем нагнетается в насосно-компрессорную колонну вблизи ее основания посредством клапана 14 газлифта.
Сырая нефть 16 всасывается насосно-компрессорной колонной и смешивается с нагнетаемым газом по мере того, как смесь поднимается вверх. Смесь подается из устья 16 скважины к
эксплуатационному манифольду 18, где она объединяется с притоками из других скважин 6. Объединенная смесь подается в сепаратор 20 газа/нефти. Здесь нагнетенный газ отделяется от нефти и подается в компрессорную станцию 2 для повторного сжатия и повторного нагнетания. Добытая нефть подается в хранилище 22 перед дальнейшей подачей по трубопроводу 24.
Количество газа, необходимое для нагнетания в конкретную скважину для максимизации добычи нефти, варьируется согласно ряду факторов, таких как состояния и геометрии скважины. Степень защищенности жидкости будет также варьироваться в зависимости от вязкости извлеченной жидкости и географического расположения самой скважины. График, иллюстрирующий обычное соотношение между расходом газа при нагнетании и добычей жидкости, изображен на фиг. 2. Такая форма графика, как правило, называется "кривой эффективности газлифта" и генерируется на основании постоянного давления нагнетания газа. Слишком много или слишком мало нагнетенного газа повлечет за собой отклонение от состояния, обеспечивающего наиболее высокую производительность. Первостепенной целью оптимизации является обеспечение того, чтобы газлифт применялся к каждой скважине индивидуально с интенсивностью, при которой достигается максимальная производительность месторождения, наряду с минимизацией потребления сжатого газа. В показанном примере нефтеотдача оптимизирована при значении расхода газа при нагнетании около 0,9 Мскф/сут (миллиона стандартных кубических футов в сутки), при этом размер отверстия инжекционного клапана для газа выбирается соответственно.
В существующих конфигурациях клапан газлифта имеет диаметр отверстия, выбранный таким образом, чтобы максимизировать добычу из данной скважины, основываясь на давлении газа, подаваемого в скважину. Однако если обстоятельства изменяются и необходим другой дебит газа для оптимизации добычи, необходимо приостановить добычу перед тем, как отверстие сможет быть заменено другим необходимого диаметра. Для возобновления добычи затем должна быть проведена процедура "разгрузки".
Разгрузка буровой скважины - это трудоемкий процесс, как станет понятно из следующего обсуждения со ссылкой на фиг. ЗА-ЗС. Несколько инжекционных клапанов для газа используются для обеспечения различных стадий с контролируемым давлением с целью последовательного удаления жидкости, находящейся в статическом состоянии, из кольцевого пространства во время запуска газлифта. В дополнение к клапану 14 газлифта изображенная буровая скважина имеет разгрузочные клапаны 30, 32. Сначала давление нагнетания снижает уровень жидкости в кольцевом пространстве между внешней оболочкой 8 буровой скважины и внутренней эксплуатационной насосно-компрессорной колонной 10, промывает кольцевое пространство 12 до открытия клапана 30, как показано на фиг. ЗВ. На этой стадии газ нагнетается во внутреннюю лифтовую трубу 10 через клапан 30, таким образом, уменьшая давление в лифтовой трубе. По мере падения давления во внутренней лифтовой трубе, уровень жидкости в кольцевом пространстве 12 также падает. На этой стадии, где клапан 32 открыт, как показано на фиг. ЗС, газ нагнетается во внутреннюю лифтовую трубу 10 через клапан 32, а клапан 30 закрывается. Это продолжается до того момента, пока процесс разгрузки не завершится.
Фактически, разгрузочный клапан и клапан газлифта часто выполнены в боковых мандрелях, как показано на фиг. 4. Каждая мандрель 40 обычно формируется в насосно-компрессорной колонне, применяемой в буровой скважине, с использованием "инструментов для установки газлифтных клапанов" для физического деформирования боковой стенки лифтовой трубы, что само по себе является длительной и трудной процедурой. Каждый клапан 30, 32 и 14 установлен в соответствующей мандрели 40. Пакер 42 размещен в основании кольцевого пространства 12 и действует как уплотнение между нефтеносным геологическим горизонтом, окружающим буровую скважину, оболочкой 8 и лифтовой трубой 10 с целью предотвращения проникновения газа в продуктивную зону.
Для смены размера отверстия клапана 14 газлифта необходимо прервать нагнетание газа и приостановить добычу нефти. Для
замены клапана газлифта и установки на его место другого, имеющего другой диаметр отверстия, используются спуско-подъемные операции троса для работ в скважине. Для возобновления нагнетания газа процесс разгрузки повторяется.
Следует принимать во внимание, что в существующих конфигурациях необходимы различные наладочные работы для того, чтобы они смогли оставаться в исправном состоянии продолжительное время (обычно 5-10 лет) в очень жестких условиях под землей на глубинах около 1 км или более. Давление внешней среды будет очень высоким (200 бар или более), а также вероятно воздействие высоких температур.
Краткое описание изобретения
Согласно данному изобретению создано устройство для регулирования нагнетания газа для размещения в буровой скважине для регулирования нагнетания газа в трубу, содержащую сырую нефть, для подъема нефти вверх по трубе, содержащее корпус и, по меньшей мере, два узла распределительного клапана, размещенные в корпусе, причем каждый узел имеет впускное отверстие для приема газа от источника, находящегося под давлением, выпускное отверстие для подачи сжатого газа для нагнетания в трубу, впускной клапан, расположенный в линии потока между впускным отверстием и выпускным отверстием, и, по меньшей мере, один механизм управления, связанный с впускным клапаном, при этом каждый механизм управления является независимо управляемым для переключения соответствующего впускного клапана между его открытой и закрытой конфигурациями, при этом каждый узел распределительного клапана в выпускном отверстии содержит съемный дроссель.
Предпочтительно, дроссель выполнен с возможностью введения в выпускное отверстие через внешнюю периферийную поверхность устройства.
Предпочтительно, по меньшей мере, два узла распределительного клапана выполнены с возможностью подачи газа с различными расходами по отношению друг к другу на их выпускных отверстиях, при этом их впускные отверстия соединены
с общим источником газа.
Предпочтительно, каждый из двух узлов распределительного клапана является одним из пары узлов распределительного клапана, причем узлы в каждой паре приспособлены для подачи газа с, по существу, одинаковым расходом потока на их выпускных отверстиях, и их впускные ' отверстия соединены с общим источником газа.
Предпочтительно, устройство содержит три пары узлов распределительного клапана, при этом каждый узел первой, второй и третьей пары выполнены с возможностью подачи около 5%, 15% и 30% максимального расхода устройства, соответственно.
Предпочтительно, корпус имеет, по существу, кольцевую конфигурацию для размещения вокруг трубы.
Предпочтительно, при использовании устройство
подсоединяется между частями трубы и образует путь для нефти, находящейся между частями трубы.
Предпочтительно, устройство имеет центральную продольную ось, и выпускные отверстия расположены в общей плоскости, проходящей перпендикулярно центральной продольной оси.
Предпочтительно, каждый узел разгрузочного клапана
содержит предохранительный клапан в линии потокамежду его
выпускным отверстием и впускным клапаном, причем
предохранительный клапан устанорвлен таким образом, чтобы препятствовать прохождение текучей среды в узел через его выпускное отверстие.
Предпочтительно, устройство содержит узел разгрузочного клапана для обеспечения по выбору значительно большего расхода потока в трубу, чем узлы распределительного клапана.
Также согласно изобретению создан способ регулирования нагнетания газа в трубу, содержащую сырую нефть, для подъема нефти вверх по трубе, согласно которому:
устанавливают устройство для регулирования нагнетания газа, содержащее корпус и, по меньшей мере, два узла распределительного клапана, установленных внутри корпуса, каждый из которых имеет впускное отверстие для приема газа от
источника, находящегося под давлением, выпускное отверстие для подачи сжатого газа для нагнетания в трубу, впускной клапан в линии потока между впускным отверстием и выпускным отверстием и механизм управления, связанный с впускным клапаном, при этом каждый механизм управления является независимо управляемым для переключения соответствующего впускного клапана между его открытыми и закрытыми конфигурациями;
подбирают съемный дроссель для каждого выпускного отверстия в соответствии с размером патрубка, необходимым для соответствующего узла распределительного клапана,
вводят каждый дроссель в соответствующее выпускное отверстие,
соединяют выпускное отверстие каждого узла
распределительного клапана с внутренней частью трубы, и
по выбору управляют каждым механизмом управления для нагнетания газа в трубу с заданным комбинированным расходом.
Предпочтительно, каждый дроссель вводят в соответствующее выпускное отверстие через внешнюю периферийную поверхность устройства.
Предпочтительно, дополнительно регистрируют расход выходного потока трубы, и регулируют расход нагнетания газа в трубу в зависимости от регистрируемого выходного расхода потока.
Кроме того, согласно изобретению создан способ регулирования добычи сырой нефти посредством множества труб, согласно которому осуществляют описанные стадии для каждой трубы; регистрируют расход выходного потока каждой трубы; и регулируют расход нагнетания газа в, по меньшей мере, одну трубу в зависимости от регистрируемых расходов выходного потока.
Краткое описание графических материалов
Варианты осуществления изобретения ниже описаны посредством примеров со ссылкой на сопроводительные чертежи, на которых:
фиг. 1 - структурная схема обычной конфигурации газлифтной
добычи нефти;
фиг. 2 - график, отображающий кривую зависимости между добычей жидкости и нагнетанием газа;
фиг. ЗА-ЗС - виды сбоку поперечных сечений буровой скважины при последовательных стадиях во время разгрузки;
фиг. 4 - вид в перспективе поперечного сечения известной конфигурации газлифта;
фиг. 5 - поперечное сечение устройства для регулирования нагнетания газа, воплощающего изобретение;
Фиг. 6 - продольное сечение узла распределительного клапана для устройства согласно изобретению;
Фиг. 7 - вид в перспективе узла распределительного клапана, изображенного на фиг. б;
фиг. 8 и 9 - таблицы, отображающие контрольные последовательности для двух альтернативных конфигураций механизма управления клапанами;.
фиг. 10 и 11 виды сбоку устройства для регулирования нагнетания газа согласно изобретению;
фиг. 12 - вид в перспективе другого устройства для регулирования нагнетания газа согласно изобретению;
фиг. 13 .- вид в перспективе поперечного сечения устройства, изображенного на фиг. 12; и
фиг. 14 - вид в перспективе продольного сечения устройства, изображенного на фиг. 12.
Подробное описание графических материалов
Фиг. 5 представляет собой поперечное сечение устройства 50 для регулирования нагнетания газа, согласно изобретению. Оно размещено в обсадной колонне 8 буровой скважины, диаметр которой может варьироваться от месторасположения к месторасположению. В проиллюстрированном примере она имеет диаметр 178 мм (что обеспечивает зазор между устройством и обсадной колонной 8 для обеспечения возможности прохождения потока жидкости наружу устройства), и окружает насосно-компрессорную колонну, имеющую диаметр 90 мм. Пунктирная окружность 61 отображает диаметр рабочей зоны, доступный для
вмещения контрольного устройства (здесь 152 мм), учитывая вариации в диаметре и соосности буровой скважины.
Устройство 50 разделено на восемь одинаковых частей 51-58 внутри корпуса 49. Каждая часть 51-56 содержит узел распределительного клапана, как будет далее обсуждено ниже, каждая из которых включает два клапана 60, 62.
Часть 57 содержит узел разгрузочного клапана. Часть 58 показана с тремя кабелями 59, проходящими через него, в качестве примера. Эта дополнительная часть позволяет кабелям, линиям гидравлического давления и/или другим соединительным устройствам проходить через устройство и проходить к другим устройствам ниже по буровой скважине.
Продольное поперечное сечение узла 64 распределительного клапана для включения в устройство 50 показано на фиг. 6. На фиг. 7 показан вид в перспективе такого же узла клапана.
Управляющие сигналы подаются к узлу клапана по кабелю -66. Кабель соединен с соединителем 68. Управляющие сигналы подаются от кабеля через соединитель 68 к электронной управляющей схеме 70 .
Управляющая схема 7 0 электрически соединена с бистабильным механизмом 7 2 управления клапанами. Механизм управления клапанами функционирует для вытягивания штока 7 4 вниз для открытия впускного обратного клапана 62. Это открывает линию потока от впускного патрубка 76 к газовому каналу 78.
Бистабильные механизмы управления клапанами типа, подходящего для использования в вариантах осуществления данного контрольного устройства, описаны, например, в патенте Великобритании № 2342504 и 2380065, патентной заявке Великобритании № 0822760.5 и патенте США № 6598621, содержания которых ссылкой включены в данное описание.
Газовый канал 7 8 образует линию тока между впускным клапаном 62 и предохранительным обратным клапаном 60. Клапан 60 размещен между газовым каналом 7 8 и выпускным патрубком 80. Дроссель 82 размещен з выпускном патрубке, который образует отверстие, определяющее расход газа через выпускной патрубок.
Компоненты узла клапана находятся внутри корпуса 84, выполненного из металла, такого как, например, нержавеющая сталь.
При бистабильном механизме управления клапанами не нужна энергия для удерживания клапана в выбранном открытом или закрытом положении, а необходим лишь короткий импульс для его переключения в другое положение. Это значит, что кабель 66 может быть относительно легким, что облегчает обращение с ним и использование. Это особенно важно, когда он проходит на значительное расстояние, которое может составлять несколько километров, например, к дну моря.
При работе узла клапанов, показанного на фиг. 6 и 7, когда необходимо выполнять нагнетание газа, подходящий сигнал подается в узел по кабелю 66 посредством управляющей схемы 70 к механизму 7 2 управления клапанами. Механизм управления клапанами функционирует для открывания впускного клапана 62, позволяя сжатому газу проходить из кольцевого пространства буровой скважины во впускной патрубок 76. Сжатый газ протекает затем через впускной клапан 62 и газовый канал 78, при этом результирующее давление на предохранительный клапан 60 приводит к открыванию клапана, что влечет за собой нагнетание газа через стенку насосно-компрессорной колонны через выпускной патрубок 80 .
Таблица на фиг. 8 иллюстрирует то, как шесть узлов управления клапанами могут быть предусмотрены и функционировать в устройстве для регулирования нагнетания газа, воплощающем изобретение,• таким образом, чтобы обеспечить контроль увеличения расхода газа на 5% при нагнетании. Если открыты, два из клапанов обеспечивают 5% максимального потока, два обеспечивают по 15% каждый и два оставшихся клапана обеспечивают по 30% каждый. Избирательно открывание клапанов в различных комбинациях, как показано на фиг. 8, обеспечивает желаемый выход в процентах максимального нагнетаемого расхода потока. Седьмой клапан определен на фиг. 8, на которой показан сливной или разгрузочный клапан для обеспечения нагнетания
потока с высоким расходом, как описано в данном описании.
Альтернативная конфигурация показана в таблице на фиг. 9. Каждый из шести узлов управления клапанами, когда открыт, обеспечивает примерно одну шестую максимального потока. В этом варианте осуществления дополнительный сливной клапан не содержится, и разгрузка достигается посредством одновременного открывания всех шести клапанов. Открывание всех распределительных клапанов может обеспечить более быструю разгрузку по сравнению с переключением на отдельный разгрузочный клапан.
Фиг. 10 и 11 показывают устройство для регулирования нагнетания газа, воплощающее изобретение, установленное вокруг насосно-компрессорной колонны 10.
Верхний и нижний хомуты 90, 92 служат для закрепления устройства на месте. Канатный зажим на верхнем хомуте 94 закрепляет кабель 66. Часть кабеля, проходящая за пределами хомута 94, не показана на фигурах. Она проходит в кабельное концевое устройство 96 и канал 98 для кабеля, откуда она крепится к каждому узлу клапанов по очереди. Фактически, кабельное концевое устройство и канал для кабеля будут закрыты крышкой из листового металла и заполнены герметизирующим материалом для герметизации и защиты от вибрации.
Обходная секция 100 кабеля выполнена вдоль длины контрольного устройства для того, чтобы позволить кабелям и/или другим контрольным или питающим линиям проходить через устройство к другим устройствам вниз насосно-компрессорной колонны. В некоторых случая может быть меньше узлов управления клапанами, и вместо этого в устройстве доступно больше места для обхода.
Дроссель 82 в виде трубки Вентури предусмотрен в каждом выпускном патрубке 80. Он может быть сконфигурирован в виде съемной заглушки, вставляемой через внешнюю кольцевую поверхность контрольного устройства. Таким образом размер патрубка может без труда выбираться и определяться независимо в каждом узле управления клапанами устройства согласно особым
требованиям касательно буровой скважины посредством вставки подходящей заглушки в каждый узел.- Выбор размера патрубка, таким образом, может осуществляться на месте, непосредственно перед использованием устройства, а не при его сборке, таким образом, информация, касающаяся характеристик конкретной буровой скважины, может быть учтена.
В случае разгрузочного клапана заглушка может просто герметизировать снаружи отверстие, в которое она вставляется, и не ограничивать другим образом прохождение нагнетаемого газа в насосно-компрессорную колонну.
Фиг. 12-14 относятся к дополнительному варианту осуществления изобретения. В отличие от конфигурации, описанной выше, которая располагалась для использования вокруг нефтедобывающей трубы, данный дополнительный вариант осуществления сконфигурирован для введения в насосно-компрессорную колонну между соседними частями трубы. Контрольное устройство 200 нагнетания газа, к которому относятся фиг. 12-14, содержит трубчатые секции 202 и 204 на противоположных концах его корпуса для соединения с соседними частями добывающей трубы с использованием подходящих соединительных муфт (не показаны на фигурах). Трубчатые секции 202, 204 вместе с корпусом 206 образуют линию тока вдоль оси устройства для сырой нефти, втягиваемой вверх по добывающей трубе.
Корпус 20 6 выполнен в виде прочного корпуса с полостями в нем для вмещения компонентов, связанных с контролем потока газа. Такая прочная конструкция защищает эти компоненты от высокого давления внешней среды в окружении буровой скважины.
Во внешней поверхности корпуса 206 образован обходной вырез 208, проходящий продольно вдоль корпуса. Это образует место для кабелей и/или трубок для прохождения через устройство контроля газа для доступа к другому оборудованию, используемому дальше внизу буровой скважины ниже контрольного устройства.
Как и в случае первого варианта осуществления, описанного выше, индивидуальные дроссели 210 устройства доступны снаружи
устройства для облегчения установки и/или замены одного или более дросселей в условиях эксплуатации непосредственно перед использованием контрольного устройства. Это делает возможным выбор дросселей пользователем с целью удовлетворения особым требованиям определенной скважины.
Контрольные кабели для устройства входят в корпус 206
через герметичное входное отверстие 212 для электрического
кабеля. В предпочтительной конфигурации достаточно двух
контрольных проводов. Они обеспечивают двойное
функционирование. Провода обеспечивают непрерывную подзарядку низким постоянным током накопительного конденсатора, находящегося внутри корпуса 206. Они также используются для проведения управляющих сигналов к устройству и передачи информации обратно от устройства на поверхность.
Контрольные провода могут проходить от поверхности к устройству внутри защитной трубы, выполненной, например, из стали. Внутреннее пространство трубы может быть герметизировано от его окружения и соединено с полостью в контрольном устройстве, содержащей управляющую электронику, при этом внутреннее пространство трубы и полость находятся при атмосферном давлении, как на поверхности. Это обеспечивает использование стандартных компонентов для электроники вместо необходимости использования более дорогостоящих компонентов, которые могут работать под воздействием высокого давления в буровой скважине.
На фиг. 13 показано поперечное сечение корпуса 206. В изображенном варианте осуществления предусмотрены шесть узлов распределительных клапанов внутри прочного корпуса. Конфигурация клапанов и механизмов управления клапанами в узлах управления подобна описанной выше в отношении к вариантам осуществления, изображенным на фиг. 5-7. В поперечном сечении, изображенном на фиг. 13, каждый впускной обратный клапан 62 изображен видимым вблизи дросселей 82, которые находятся в жидкостной связи с соответствующими выпускными патрубками 8 0 нагнетания газа.
На фиг. 14 показано продольное поперечное сечение устройства, изображенного на фиг. 12 и 13. Плоскость поперечного сечения, выполненного через впускные обратные клапаны 62 и дроссели 82, изображена на фиг. 13 и обозначена линией В-В на фиг. 14. Плоскость поперечного сечения на фиг. 14 проходит по линии А-А, обозначенной на фиг. 13.
Бистабильный механизм 72 управления клапанами, связанный с каждым впускным клапаном 62, показан на фиг. 14. Верхняя полость 210, находящаяся под давлением, образована корпусом 20 6, прилегающим к концу механизма 7 2 управления клапанами напротив впускного клапана 62. Впускной обратный клапан 62 подвергается воздействию внешнего гидростатического давления через свой впускной патрубок 76. Полость 210 также подвергается такому же внешнему давлению для обеспечения того, чтобы давление на другой стороне механизма 72 управления клапанами было уравновешено. Это необходимо во избежание того, чтобы внешнее давление принудительно открывало впускной клапан посредством превосхождения силы, прикладываемой механизмом 72 управления клапанами.
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Устройство для регулирования нагнетания газа для размещения в буровой скважине для регулирования нагнетания газа в трубу, содержащую сырую нефть, для подъема нефти вверх по трубе, содержащее корпус и, по меньшей мере, два узла распределительного клапана, размещенные в корпусе, причем каждый узел имеет
впускное отверстие для приема газа от источника, находящегося под давлением,
выпускное отверстие для подачи сжатого газа для нагнетания в трубу,
впускной клапан, расположенный в линии потока между впускным отверстием и выпускным отверстием, и,
по меньшей мере, один механизм управления, связанный с впускным клапаном, при этом каждый механизм управления является независимо управляемым для переключения соответствующего впускного клапана между его открытой и закрытой конфигурациями,
при этом каждый узел распределительного клапана в выпускном отверстии содержит съемный дроссель.
2. Устройство по п.1, в котором дроссель выполнен с возможностью введения в выпускное отверстие через внешнюю периферийную поверхность устройства.
3. Устройство по п.1 или 2, в котором, по меньшей мере, два узла распределительного клапана выполнены с возможностью подачи газа с различными расходами по отношению друг к другу на их выпускных отверстиях, при этом их впускные отверстия соединены с общим источником газа.
4. Устройство по п.З, в котором каждый из двух узлов распределительного клапана является одним из пары узлов распределительного клапана, причем узлы в каждой паре приспособлены для подачи газа с, по существу, одинаковым расходом потока на их выпускных отверстиях, и их впускные отверстия соединены с общим источником газа.
5. Устройство по п. 4, содержащее три пары узлов распределительного клапана, при этом каждый узел первой, второй и третьей пары выполнены с возможностью подачи около 5%, 15% и
2.
30% максимального расхода устройства, соответственно.
6. Устройство по любому из предыдущих пунктов, в котором корпус имеет, по существу, кольцевую конфигурацию для размещения вокруг трубы.
7. Устройство по любому из п.п.1-5, подсоединяемое при использовании между частями трубы и образующее путь для нефти, находящейся между частями трубы.
8. Устройство по любому из предыдущих пунктов, которое имеет центральную продольную ось, и выпускные отверстия расположены в общей плоскости, проходящей перпендикулярно центральной продольной оси.
9. Устройство по любому из предыдущих пунктов, в котором каждый узел разгрузочного клапана содержит предохранительный клапан в линии потокамежду его выпускным отверстием и впускным клапаном, причем предохранительный клапан устанорвлен таким образом, чтобы препятствовать прохождение текучей среды в узел через его выпускное отверстие.
10. Устройство по любому из предыдущих пунктов, которое
содержит узел разгрузочного клапана для обеспечения по выбору
значительно большего расхода потока в трубу, чем узлы
распределительного клапана.
11. Способ регулирования нагнетания газа в трубу,
содержащую сырую нефть, для подъема нефти вверх по трубе,
согласно которому:
устанавливают устройство для регулирования нагнетания газа, содержащее корпус и, по меньшей мере, два узла распределительного клапана, установленных внутри корпуса, каждый из которых имеет впускное отверстие для приема газа от источника, находящегося под давлением, выпускное отверстие для подачи сжатого газа для нагнетания в трубу, впускной клапан в линии потока между впускным отверстием и выпускным отверстием и механизм управления, связанный с впускным клапаном, при этом каждый механизм управления является независимо управляемым для переключения соответствующего впускного клапана между его открытыми и закрытыми конфигурациями;
подбирают съемный дроссель для каждого выпускного
отверстия в соответствии с размером патрубка, необходимым для соответствующего узла распределительного клапана,
вводят каждый дроссель в соответствующее выпускное отверстие,
соединяют выпускное отверстие каждого узла
распределительного клапана с внутренней частью трубы, и
по выбору управляют каждым механизмом управления для нагнетания газа в трубу с заданным комбинированным расходом.
12. Способ по п.11, согласно которому каждый дроссель
вводят в соответствующее выпускное отверстие через внешнюю
периферийную поверхность устройства.
13. Способ по п.11 или 12, согласно которому дополнительно
регистрируют расход выходного потока трубы, и
регулируют расход нагнетания газа в трубу в зависимости от
регистрируемого выходного расхода потока.
14. Способ регулирования добычи сырой нефти посредством
множества труб, согласно которому осуществляют стадии по любому
из п.п.11-13 для каждой трубы;
регистрируют расход выходного потока каждой трубы; и регулируют расход нагнетания газа в, по меньшей мере, одну
трубу в зависимости от регистрируемых расходов выходного
потока.
По доверенности
Bit 7
Bite
Bit 5
Bit 4
Bit 3
Bit 2
Bit 1
BitO
Характеристик
30%
30%
15%
15%
10%
15%
20%
25%
30%
35%
40%
45%
- - ¦
50%
55%
60%
65%
70%
75%
80%
85%
90%
95%
100%
Блок разгрузки
Фиг. 8
16.7%
16,7%
16,7%
16,7%
16.7%
16 7%
Расход потока
16,7%
33,4%
50,1%
66,8%
83,5%
100%
Фиг. 9
Категория*
Ссылки на документы с указанием, где это возможно, релевантных частей
Относится к пункту №
WO 2000/075484 А1 (SCHLUMBERGER TECHNOLOGY CORPORATION) 14.12.2000, с. 12, строки 13-25, с. 14, строки 7-18, с. 15, строки 25-26, с. 16, строка 27-с. 17, строка 21,с. 18, строки 6-14, с. 26, строка 3-е. 27, строка 2, фиг. 4-9, 13-14
US 6293341 Bl (ELF EXPLORATION PRODUCTION) 25.09.2001, кол. 4, строка 66-кол. 5, строка 35
SU 1827440 А1 (АЗЕРБАЙДЖАНСКИЙ ИНЖЕНЕРНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ
УНИВЕРСИТЕТ ИМ. Ч. ИЛЬДРЫМА) 15.07.1993, реферат, формула, фиг. 1
SU 1643703 А1 (БОЧЕНКОВ Г. Н. и др.) 23.04.1991
1-4, 6-12 5, 13-14
13-14 1-14
* Особые категории ссылочных документов:
"А" документ, определяющий общий уровень техники
"Е" более ранний документ, но опубликованный на дату
подачи евразийской заявки или после нее "О" документ, относящийся к устному раскрытию, экспонированию и т.д.
"Р" документ, опубликованный до даты подачи евразийской
заявки, но после даты испрашиваемого приоритета "D" документ, приведенный в евразийской заявке
| [последующие документы указаны в продолжении графы В данные о патентах-аналогах указаны в приложении
"Т" более поздний документ, опубликованный после даты приоритета и приведенный для понимания изобретения "X" документ, имеющий наиболее близкое отношение к предмету поиска, порочащий новизну или изобретательский уровень, взятый в отдельности
"Y" документ, имеющий наиболее близкое отношение к предмету
поиска, порочащий изобретательский уровень в сочетании с
другими документами той же категории
" &" документ, являющийся патентом-аналогом
"L" документ, приведенный в других целях
1/10
1/10
2/10
1300
2/10
1300
4/10
4/10
6/10
6/10
8/10
9/10
9/10
10/10
10/10