|
Патент Галимов Артур Русланович. Реферат контрольная работа, 46л.,20 табл
Таблица 11 – Стенд для испытаний шарнирного соединения и система управления испытаниями шарнирного соединения
1
|
Номер патента
|
RU 2 779 273 С1
|
2
|
Название патента
|
Стенд для испытаний шарнирного соединения и система управления испытаниями шарнирного соединения
|
3
|
Авторы патента
|
Айдумов Эльдар Насимович (RU),
Демченко Александр Юрьевич (RU),
Котиков Максим Михайлович (RU),
Милославская Светлана Владимировна (RU),
Фролов Кирилл Владимирович (RU),
Шарохин Виктор Юрьевич (RU)
|
4
|
Патентообладатель(и)
|
Общество с ограниченной ответственностью "Газпром 335" (RU)
|
5
|
Дата публикации
|
05.09.2022
|
6
|
Область техники
|
Изобретение относится к нефтегазовой отрасли, в частности к стендам для испытаний шарнирного соединения, являющегося составной частью стендера для перекачки сжиженного природного газа, и может применяться для проведения аттестационных динамических испытаний
|
7
|
Техническая задача, решаемая патентом
|
Задача предлагаемого стенда для испытаний шарнирного соединения заключается в упрощении работы и повышении безопасности проведения испытаний, а также в создании более универсального устройства.
Технический результат, достигаемый предлагаемым изобретением, заключается в автоматизации процесса испытания шарнирных соединений за счет работы системы управления испытаниями шарнирного соединения с приводами, что позволяет значительно упростить как саму конструкцию, так и управление стендом, что влечет за собой повышение точности результатов и высокую безопасность из-за замены ручного управления автоматическим. Возможность проводить испытания для различных типоразмеров испытательных компоновок (универсальность) обеспечивается конструктивной особенностью регулировки расположения рычагов привода.
|
8
|
Сокращенное описание в статике и динамике устройства
|
Решение технической задачи достигается тем, что стенд для испытаний шарнирного соединения, представляющий собой рамную конструкцию с системой подачи текучей среды, в которую устанавливается компоновка испытательная в сборе с шарнирным соединением и фиксируется снизу и сверху, согласно изобретению, на сторонах рамной конструкции содержит два привода, позволяющих задавать осевую нагрузку, изгибающий момент и радиальную нагрузку, а на основании -привод, позволяющий задавать поворотные нагрузки (вращение)
Система управления испытаниями шарнирного соединения стенда состоит из двух блоков: блока управления приводами и блока обвязки испытательной компоновки шарнирного соединения, выполненная с возможностью управления подачей и выпуском текучей среды из полости испытательной компоновки и контроля параметров (например, термодинамических) в испытательной полости, параметров вращения испытательной компоновки, а также контроля радиальных и осевых нагрузок, действующих на испытательную установку. При этом система управления испытаниями шарнирного соединения стенда выполнена с возможностью подачи сигналов на систему приводов, предназначенную для испытания шарнирного соединения, с целью обеспечения осевой и радиальной нагрузки на испытательную компоновку и обеспечения вращения испытательной компоновки; и с возможностью подачи сигналов на подачу текучей среды в полость испытательной компоновки и выпуск текучей среды из полости испытательной компоновки.
Блок управления приводами включает в себя гидробак, подсоединенные через фильтры к гидробаку регулируемые насосы, распределители с напорной и разгрузочной магистралями для подключения к поршневым и штоковым полостям гидроцилиндров, обеспечивающих функционирование стенда для испытаний шарнирного соединения, предохранительные клапаны , позволяющие сбросить избыточное давление в системе обратно в гидробак, вентили и манометры. Распределители соединены с поршневыми и штоковыми полостями гидроцилиндров и установлены между регулируемыми насосами и гидроцилиндрами. Манометры, вентили и предохранительные клапаны подключены к общей системе и расположены на сливной магистрали.
Блок обвязки испытательной компоновки шарнирного соединения включает в себя две подсистемы, выполняющие различные функции:
а) подсистема питания испытательной компоновки испытательной жидкостью состоит из гидробака, регулируемого насоса, охладителя, обратных клапанов и вентилей, расположенных на напорной и разгрузочной магистралях. Датчики температуры располагаются на напорной и разгрузочной магистралях, манометр для контроля за давлением испытательной жидкости находится на напорной магистрали. Предохранительный клапан подключен к общей системе и расположен на сливной магистрали;
б) подсистема продувки испытательной компоновки газом состоит из аккумулятора, фильтра, компрессора, развивающего необходимое давление в напорной магистрали, расходомеров, обеспечивающих мониторинг параметров расхода, распределителя, а также датчиков температуры и манометров с вентилями, находящихся на напорной и разгрузочной магистралях. Предохранительный клапан подключен к общей системе и расположен на сливной магистрали.
|
9
|
Основные рисунки
|
|
10
|
Международная патентная классификация (МПК)
|
G01M 3/28 (2006.01)
G01N 3/12 (2006.01)
|
Задание №3 – Патентно-информационный анализ англоязычных объектов интеллектуальной деятельности
Таблица 12 – Safety valve and method of use
1
|
Номер патента
|
US9163750B2
|
2
|
Название патента
|
Safety valve and method of use
Предохранительный клапан и способ применения
|
3
|
Авторы патента
|
Дэвид ЛимберопулосБенджамин Р. Мэтьюз
|
4
|
Патентообладатель(и)
|
Safoco Inc
|
5
|
Дата публикации
|
20.10.2015
|
6
|
Область техники
|
Embodiments of the invention usually relate to a safety valve. More specifically, the embodiments of the invention relate to a safe mode indication device for the drive.
Варианты осуществления изобретения обычно относятся к предохранительному клапану. Более конкретно, варианты осуществления изобретения относятся к устройству индикации безопасного режима для привода
|
7
|
Техническая задача, решаемая патентом
|
There are various valve actuator designs that work to open and close valves for various purposes. The oil industry uses these actuators to control valves, which include a sliding gate in the valve body to selectively block the flow of fluid through the pipeline. The location of the valves along the pipeline in various places controls and directs the flow of liquid through the pipeline. The assembly, known as the Christmas tree, includes these valves along with spool valves, pressure gauges, fittings and/or chokes connected to the top of the well to direct and control the flow of reservoir or production fluids from the well.
Существуют различные конструкции приводов клапанов, которые работают для открытия и закрытия клапанов в различных целях. Нефтяная промышленность использует эти приводы для управления задвижками, которые включают в себя скользящий затвор в корпусе клапана, чтобы выборочно блокировать поток жидкости через трубопровод. Расположение задвижек вдоль трубопровода в различных местах контролирует и направляет поток жидкостей через трубопровод. Узел, известный как рождественская елка, включает в себя эти клапаны вместе с золотниками, манометрами, фитингами и / или дросселями, подсоединенными к верхней части скважины, чтобы направлять и контролировать поток пластовых или эксплуатационных жидкостей из скважины.
|
8
|
Сокращенное описание в статике и динамике устройства
|
Embodiments of the invention include a valve system. The valve system may contain a valve, an actuator, a mechanical control and an indicator. The actuator may include a fail-safe mechanism and may be configured to actuate the valve using fluid pressure. The mechanical control can be configured to actuate the valve using mechanical force and to override the fail-safe mechanism. The indicator can be configured to indicate whether the fail-safe mechanism is working during the use of at least one of the drives and mechanical shutdown.
Варианты осуществления изобретения включают систему клапанов. Система клапанов может содержать клапан, привод, механическое управление и индикатор. Привод может включать в себя отказоустойчивый механизм и может быть сконфигурирован для приведения в действие клапана с использованием давления жидкости. Механическое управление может быть сконфигурировано для приведения в действие клапана с использованием механической силы и для переопределения отказоустойчивого механизма. Индикатор может быть сконфигурирован так, чтобы указывать, работает ли безотказный механизм во время использования по меньшей мере одного из приводов и механического отключения. Пакер обеспечивает множественные уплотнения. Эти деформируемые элементы деформируются наружу к окружающей стенке скважины, по меньшей мере, частично изолируя внутрискважинное пространство и разбухающий элемент. Смещающие узлы, разъёмно прикрепленные к инструменту рядом с деформируемыми элементами, могут деформировать элементы. Эти смещающие элементы могут высвобождаться либо при набухании набухающего элемента, либо под давлением жидкости. После высвобождения блоки смещения смещаются в осевом направлении к деформируемым элементам, чтобы деформировать их. Таким образом, пакер может образовывать несколькоуплотнениясо стенкой скважины и деформируемые элементы могут изолировать набухающий элемент от внутрискважинного пространства, что может препятствовать разрушению или чрезмерному выдавливанию набухающего элемента.Один или несколько деформируемых элементов, таких как сжимаемые пакеры или чашечные пакеры, расположены на оправке рядом с набухающим элементом. Эти деформируемые элементы деформируются наружу к окружающей стенке скважины, по меньшей мере, частично изолируя внутрискважинное пространство и разбухающий элемент. Смещающие узлы, разъемно прикрепленные к инструменту рядом с деформируемыми элементами, могут деформировать элементы. Эти смещающие элементы могут высвобождаться либо за счет набухания набухающего элемента, либо за счет давления жидкости. После освобождения смещающие узлы смещаются в осевом направлении к деформируемым элементам, чтобы деформировать их. Таким образом, пакер может образовывать несколько уплотнения со стенкой скважины и деформируемые элементы могут изолировать набухающий элемент от внутрискважинного пространства, что может препятствовать разрушению или чрезмерному выдавливанию набухающего элемента.
|
9
|
Основные рисунки
|
|
10
|
Международная патентная классификация (МПК)
|
E21B33/1208
|
Таблица 13 – Safety valve control system and method of use
1
|
Номер патента
|
US9671794B1
|
2
|
Название патента
|
Safety valve control system and method of use
Система управления предохранительным клапаном и способ использования
|
3
|
Авторы патента
|
Дэвид ЛимберопулосБенджамин Р. Мэтьюз
|
4
|
Патентообладатель(и)
|
Safoco Inc
|
5
|
Дата публикации
|
06.06.2017
|
6
|
Область техники
|
Embodiments of the invention relate to the wellhead control system for oil and gas wells. In particular, embodiments of the invention relate to systems and methods of emergency shutdown control systems for ground and underground safety valves. The embodiments of the invention additionally relate to the systems and methods of the safety valve control system.
Варианты осуществления изобретения относятся к устьевой системе управления для нефтяных и газовых скважин. В частности, варианты осуществления изобретения относятся к системам и способам системы управления аварийным отключением для наземных и подземных предохранительных клапанов. Варианты осуществления изобретения дополнительно относятся к системам и способам системы управления предохранительным клапаном.
|
7
|
Техническая задача, решаемая патентом
|
The wellhead system can be used to control the flow of fluids extracted from an oil and gas well in a safe and efficient way. The wellhead system may include various flow control devices, such as valves, which provide a direct flow of working fluid through a pipe system connected to the wellhead system. Liquids can be sent downstream from the wellhead system through a system of tubing for further processing and/or storage.
Устьевая система может использоваться для управления потоком флюидов, извлекаемых из нефтегазовой скважины безопасным и эффективным способом. Устьевая система может включать в себя различные устройства регулирования расхода, такие как клапаны, которые обеспечивают прямой поток рабочей жидкости через систему труб, подключенную к устьевой системе. Жидкости могут направляться вниз по течению от устьевой системы скважины через систему насосно-компрессорных труб для дальнейшей обработки и /или хранения.
|
8
|
Сокращенное описание в статике и динамике устройства
|
The wellhead system may include above-ground and underground safety valves that are connected to the system of pumping and compressor pipes and work to block the flow of liquid through the system of pumping and compressor pipes in the event of an emergency in the well or in a place downstream from the wellhead system. Safety valves of the prior art, as a rule, have a liquid connection with the pipeline system and use the liquids contained in it for operation. For example, the pressure in the pipeline system can be directly connected to the safety valves to bring the valves to the open position, thereby ensuring the flow of liquid through the system. In the event of an emergency, such as a rupture in the tubing system after the safety valve or a pressure drop in the well, when the pressure in the tubing system drops, the pressure in the safety valves also drops. The safety valves are configured to move to the closed position after the pressure in them falls below the minimum pressure, thereby blocking the flow of liquid through the system of tubing and shutting off the wellhead system. Some safety valves can also be equipped with safety valves, which can block the flow of pressure into the valve and relieve pressure into the valve thereby allowing the valve to move to the closed position. The present disclosure relates to a packer containing a mandrel having a radially directed hole located in it and an axially located passage in it, and a packer element located around a part of the mandrel. The packer additionally includes a housing located around a part of the mandrel creating an annular space area between the mandrel and the housing, the housing is located next to the packer element to compress the packer element and expand the annular space area axially when the fluid flows through a radially directed channel and into the annular space area above the fluid pressure threshold. The present disclosure is also directed at the borehole assembly, which includes an upper packer and a lower packer, as described here. The present disclosure is also directed at the borehole assembly, which includes an upper packer and a lower packer, as described here.
Устьевая система может включать в себя наземные и подземные предохранительные клапаны, которые подключаются к системе насосно-компрессорных труб и работают для перекрытия потока жидкости через систему насосно-компрессорных труб в случае аварийной ситуации в скважине или в месте ниже по течению от устьевой системы. Предохранительные клапаны известного уровня техники, как правило, имеют жидкостное сообщение с системой трубопроводов и используют находящиеся в ней жидкости для работы. Например, давление в трубопроводной системе может быть напрямую связано с предохранительными клапанами для приведения клапанов в открытое положение, тем самым обеспечивая поток жидкости через систему. В случае чрезвычайной ситуации, такой как разрыв в системе насосно-компрессорных труб после предохранительного клапана или падение давления в скважине, когда давление в системе насосно-компрессорных труб падает, падает и давление в предохранительных клапанах. Предохранительные клапаны сконфигурированы для перемещения в закрытое положение после того, как давление в них падает ниже минимального давления, тем самым перекрывая поток жидкости через систему насосно-компрессорных труб и перекрывая устьевую систему скважины. Некоторые предохранительные клапаны также могут быть оснащены предохранительными клапанами, которые могут блокировать поступление давления в клапан и сбрасывать давление в клапан тем самым позволяя клапану перемещаться в закрытое положение. Настоящее раскрытие относится к пакеру, содержащему оправку, имеющую расположенное в ней радиально направленное отверстие и аксиально расположенный в нем проход, и пакерный элемент, расположенный вокруг части оправки. Пакер дополнительно включает в себя корпус, расположенный вокруг части оправки, создающей область кольцевого пространства между оправкой и корпусом, корпус расположен рядом с элементом пакера, чтобы сжимать элемент пакера и расширять область кольцевого пространства в осевом направлении, когда текучая среда протекает через радиально направленный канал и в область кольцевого пространства над текучей средой пороговое значение давления. Настоящее раскрытие также направлено на скважинный узел, который включает в себя верхний пакер и нижний пакер, как описано здесь. Настоящее раскрытие также направлено на скважинный узел, который включает в себя верхний пакер и нижний пакер, как описано здесь.
|
9
|
Основные рисунки
|
|
10
|
Международная патентная классификация (МПК)
|
G05D7/0635
|
Таблица 14 – Deep set safety valve
1
|
Номер патента
|
US11486508B2
|
2
|
Название патента
|
Deep set safety valve
Предохранительный клапан глубокой установки
|
3
|
Авторы патента
|
Барри Кент Холдер Тодд Кретьен Джеймс Изи Ранджит Сингх Андре Орбан Даниэль Морис Лернер
|
4
|
Патентообладатель(и)
|
Superior Energy Services LLC
|
5
|
Дата публикации
|
01.11.2022
|
6
|
Область техники
|
This invention relates to control tools in the wellbore. In one example, the instrument to be operated is an underground surface-operated safety valve (SCSSV). In some variants, the SCSSV is connected to a hydraulic control system in the immediate vicinity of the valve, which eliminates the mechanical depth limitations of standard mechanical spring valves.
Это изобретение относится к инструментам управления в стволе скважины. В одном примере инструмент, которым нужно управлять, представляет собой подземный предохранительный клапан с поверхностным управлением (SCSSV). В некоторых вариантах SCSSV соединен с гидравлической системой управления в непосредственной близости от клапана, что устраняет механические ограничения глубины стандартных механических пружинных клапанов.
|
7
|
Техническая задача, решаемая патентом
|
In some devices, hydraulic pumps with an electric drive are used to control the safety valves. They are complex in nature and contain features that create an additional risk of failure. There is still a need for a simple and reliable solution for safety valves with a large installation depth. This disclosure provides a simplified solution that eliminates many of the aforementioned problems and risks.
В некоторых устройствах для управления предохранительными клапанами используются гидравлические насосы с электрическим приводом. Они сложны по своей природе и содержат функции, которые создают дополнительный риск сбоя. Сохраняется потребность в простом и надежном решении для предохранительных клапанов с большой глубиной установки. Настоящее раскрытие обеспечивает упрощенное решение, которое устраняет многие из вышеупомянутых проблем и рисков.
|
8
|
Сокращенное описание в статике и динамике устройства
|
An auxiliary drive for creating hydraulic pressure having an auxiliary housing, which includes (i) an external surface, (ii) a main flow channel passing through the auxiliary housing, and (iii) a space in the wall formed between the main flow channel and the outer surface of the housing. At least the first hydraulic pipe is located in the wall space, and the alignment port is configured to transfer pressure in the main flow channel to the first hydraulic pipe. The drive motor driving the bidirectional hydraulic motor is located in the first hydraulic pipe, while the hydraulic motor is configured to output liquid to the liquid outlet from the first hydraulic pipe, and the hydraulic motor, when not switched on, provides reverse fluid flow through the hydraulic motor. The auxiliary drive includes the absence of a check valve along the path through which the fluid passes between the hydraulic motor and the outlet of the second hydraulic tube.
Вспомогательный привод для создания гидравлического давления, имеющий вспомогательный корпус, который включает в себя (i) внешнюю поверхность, (ii) основной проточный канал, проходящий через вспомогательный корпус, и (iii) пространство в стенке, образованное между основным проточным каналом и наружной поверхностью корпуса. По меньшей мере, первая гидравлическая труба расположена в пространстве стенки, и порт выравнивания сконфигурирован для передачи давления в основном проточном канале к первой гидравлической трубе. Приводной двигатель, приводящий в действие двунаправленный гидравлический двигатель, расположен в первой гидравлической трубе, при этом гидравлический двигатель сконфигурирован для вывода жидкости на выход для жидкости из первой гидравлической трубы, а гидравлический двигатель, когда он не включен, обеспечивает обратный поток жидкости через гидравлический двигатель. Вспомогательный привод включает в себя отсутствие обратного клапана вдоль пути, по которому проходит жидкость между гидравлическим двигателем и выпускным отверстием второй гидравлической трубки.Узел колодезного пакера по настоящему изобретению включает в себя верхний пакер, расположенный над нижним пакером, с портированным промежуточным звеном между ними. Верхний пакер имеет множество первых верхних элементов пакера, поддерживаемых на первой трубчатой оправке для герметизации ствола скважины над пластом, подлежащим стимуляции. Вторая трубчатая оправка в верхнем пакере образует центральный проход для подачи стимулирующей жидкости, такой как жидкость для гидроразрыва, к переносному переходнику. В примерном варианте осуществления первые элементы пакера представляют собой элементы, установленные путем приложения к ним сжимающего усилия, а вторые элементы пакера также устанавливаются путем приложения к ним сжимающего усилия. Байпас предпочтительно является кольцевым байпасом и будет передавать текучую среду в кольцевом пространстве над первыми пакерными элементами в текучую среду в кольцевом пространстве под первыми пакерными элементами, когда первый пакер находится в заданном положении, так что первые пакерные элементы уплотняют ствол скважины и, предпочтительно, обсадную колонну в стволе скважины. Клапан обеспечивает односторонний поток из кольцевого байпаса в затрубное пространство скважины между первыми элементами пакера и множеством вторых элементов пакера, определенных на втором пакере, но предотвращает поток в противоположном направлении. Клапан в кольцевом перепуске жидкости предпочтительно представляет собой кольцевой обратный клапан, перемещаемый из закрытого в открытое положение при приложении давления жидкости в кольцевом перепуске жидкости. В примерном варианте осуществления первые элементы пакера представляют собой элементы, установленные путем приложения к ним сжимающего усилия, а вторые элементы пакера также устанавливаются путем приложения к ним сжимающего усилия.
|
9
|
Основные рисунки
|
|
10
|
Международная патентная классификация (МПК)
|
F16K17/30
|
Таблица 15 – Deep underground safety valve with micro piston locking mechanism
1
|
Номер патента
|
US10100611B2
|
2
|
Название патента
|
Deep underground safety valve with micro piston locking mechanism
Глубинный подземный предохранительный клапан с микропоршневым механизмом фиксации
|
3
|
Авторы патента
|
Томас Г. Хилл, младший.Robert C. Henschel
|
4
|
Патентообладатель(и)
|
Tejas Research and Engineering LLC
|
5
|
Дата публикации
|
16.10.2018
|
6
|
Область техники
|
This application is aimed at a system of underground safety valves for use in drilling oil or gas wells. Such valves are usually used to prevent the flow of oil or gas from the well to the surface when certain conditions occur.
Эта заявка направлена на систему подземных предохранительных клапанов для использования при бурении нефтяных или газовых скважин. Такие клапаны обычно используются для предотвращения потока нефти или газа из скважины на поверхность при возникновении определенных условий.
|
7
|
Техническая задача, решаемая патентом
|
Currently, such safety valves are kept in the open position due to the pressure in the control line from the surface acting on the piston in the valve, which is operatively connected to the flow sleeve, which moves axially to open the valve element. The movement of the sleeve also compresses the spring surrounding the flow sleeve.
When an adverse event occurs, the pressure is released through the control line, so that the spring moves the flow sleeve upwards, allowing the valve, which may be a flap valve, to close. In this case, the spring must overcome the pressure created by the hydraulic fluid and the flow resistance due to the small diameter of the control line.
Some control lines in deep-sea subsea wells may be up to two miles long or more and may extend vertically for more than a mile.
Consequently, the pressure and flow resistance are quite high, which can slow down the valve response time and in some cases may lead to failure.
В настоящее время такие предохранительные клапаны удерживаются в открытом положении благодаря давлению в линии управления с поверхности, действующему на поршень в клапане, который оперативно соединен с проточной втулкой, которая перемещается в осевом направлении для открытия элемента клапана. Движение втулки также сжимает пружину, окружающую проточную втулку.
При возникновении неблагоприятного события давление сбрасывается через линию управления, так что пружина перемещает рукав потока вверх, позволяя клапану, который может быть клапаном с заслонкой, закрыться. При этом пружина должна преодолевать напор, создаваемый гидравлической жидкостью, и сопротивление потоку из-за малого диаметра управляющей магистрали.
Некоторые линии управления в глубоководных подводных скважинах могут иметь длину до двух миль или более и могут простираться на расстояние по вертикали более мили.
Следовательно, напор и сопротивление потоку довольно высоки, что может замедлить время срабатывания клапана и в некоторых случаях может привести к отказу.
|
8
|
Сокращенное описание в статике и динамике устройства
|
Inside the valve body there is an overlapping actuator that is not subject to pressure or resistance of the flow line to move the flow sleeve to close the valve. When the flow meter moves to the position that opens the valve, the locking mechanism, which includes a micro-piston, engages the flow meter, holding it in place, and the actuator disconnects from the flow meter. sleeve. To close the valve, the latch mechanism is deactivated, and the flow sleeve will move upwards thanks to the compressed spring without having to overcome pressure or fictional forces.
Внутри корпуса клапана расположен перекрываемый привод, который не подвержен напору или сопротивлению линии потока для перемещения втулки потока для закрытия клапана. Когда расходомер перемещается в положение, открывающее клапан, механизм фиксации, который включает микропоршень, зацепляет расходомер, удерживая его на месте, и привод отсоединяется от расходомера. рукав. Чтобы закрыть клапан, механизм защелки отключается, и расходная втулка будет перемещаться вверх благодаря сжатой пружине без необходимости преодолевать напор или вымышленные силы.
|
9
|
Основные рисунки
|
|
10
|
Международная патентная классификация (МПК)
|
E21B34/102
|
Таблица 15 – Fully-electrically driven downhole safety valve
1
|
Номер патента
|
US10989019B2
|
2
|
Название патента
|
Fully-electrically driven downhole safety valve
Скважинный предохранительный клапан с полностью электрическим приводом
|
3
|
Авторы патента
|
Baoping CAI, Юнхонг Лю , Чунтан ГАО , Чаоян ШЭН, Пэн Лю, Xincheng Li, Хунци СЮЙ, Яндонг Чен, Либинг Лю, Renjie JI, Зенгкай ЛЮ, Рикуи Чжан, Юцянь ЯН, Шитанг Лю, Синь Вэй
|
4
|
Патентообладатель(и)
|
Китайский нефтяной университет UPC Восточный Китай
|
5
|
Дата публикации
|
27.04.2021
|
6
|
Область техники
|
This disclosure relates to the field of petroleum engineering, in particular to a downhole safety valve with a fully electric drive.
Настоящее раскрытие относится к области нефтяного машиностроения, в частности к скважинному предохранительному клапану с полностью электрическим приводом.
|
7
|
Техническая задача, решаемая патентом
|
Due to the safety features at sea, when a well release, oil spill, fire or other accident occurs, the consequences and secondary disasters are much more serious than in oil fields on land. According to the provisions of the American Petroleum Institute, it is necessary to install safety monitoring devices in oil wells and wells for pumping water in offshore oil fields. The downhole safety valve is an important part of the downhole safety control system. It is a device that automatically shuts down the well in the event of a serious accident at the wellhead and provides equipment protection, prevention of production damage, environmental protection and prevention of pollution caused by oil and gas emissions.
Из-за особенностей безопасности на море, когда происходит выброс из скважины, разлив нефти, пожар или другая авария, последствия и вторичные катастрофы намного серьезнее, чем на нефтяных месторождениях на суше. Согласно положениям Американского института нефти, необходимо устанавливать устройства контроля безопасности в нефтяных скважинах и скважинах для нагнетания воды на морских нефтяных месторождениях. Скважинный предохранительный клапан является важной частью скважинной системы контроля безопасности. Это устройство, которое автоматически отключает скважину при возникновении серьезной аварии на устье скважины и обеспечивает защиту оборудования, предотвращение повреждения добычи, защиту окружающей среды и предотвращение загрязнения, вызванного выбросом нефти и газа.
|
8
|
Сокращенное описание в статике и динамике устройства
|
A downhole safety valve with a fully electric drive contains a downhole safety valve mechanism and a downhole safety valve control system; in this case, the downhole safety valve mechanism includes an electronic cabin module, a transmission control module, a motion conversion module, a magnetic coupling and a spring module. and the valve module; the control system of the downhole safety valve includes a downhole complex unit and a downhole complex unit.
Скважинный предохранительный клапан с полностью электрическим приводом содержит скважинный механизм предохранительного клапана и систему управления скважинным предохранительным клапаном; при этом скважинный механизм предохранительного клапана включает в себя электронный модуль кабины, модуль управления трансмиссией, модуль преобразования движения, магнитную муфту и пружинный модуль. и модуль клапана; система управления скважинным предохранительным клапаном включает в себя скважинный комплексный блок и скважинный комплексный блок.
|
9
|
Основные рисунки
|
|
10
|
Международная патентная классификация (МПК)
|
E21B34/066
| |
|
|
Скачать 1.75 Mb.