RU2527100C2 - Система наземного оборудования на буровой скважине - Google Patents
Система наземного оборудования на буровой скважине Download PDFInfo
- Publication number
- RU2527100C2 RU2527100C2 RU2009135320/03A RU2009135320A RU2527100C2 RU 2527100 C2 RU2527100 C2 RU 2527100C2 RU 2009135320/03 A RU2009135320/03 A RU 2009135320/03A RU 2009135320 A RU2009135320 A RU 2009135320A RU 2527100 C2 RU2527100 C2 RU 2527100C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- source
- wellbore
- fluid
- natural gas
- auxiliary
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 64
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims abstract description 48
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims abstract 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 60
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 36
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims description 30
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 16
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 16
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 11
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 10
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 9
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 8
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 8
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 claims description 7
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 6
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 4
- 230000009467 reduction Effects 0.000 claims description 4
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 claims description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 3
- 239000001273 butane Substances 0.000 claims description 3
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 claims description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 3
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 claims description 3
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 claims description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 3
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 3
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 3
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000001294 propane Substances 0.000 claims description 3
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 3
- 239000002918 waste heat Substances 0.000 claims description 3
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 claims description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 claims description 2
- 238000012856 packing Methods 0.000 claims 2
- 125000004435 hydrogen atom Chemical class [H]* 0.000 claims 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 4
- -1 proppant (s) Substances 0.000 description 4
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 2
- 239000000498 cooling water Substances 0.000 description 2
- 238000009428 plumbing Methods 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 2
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 239000003915 liquefied petroleum gas Substances 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000003584 silencer Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
- Heat-Exchange Devices With Radiators And Conduit Assemblies (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
- Output Control And Ontrol Of Special Type Engine (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Reciprocating Pumps (AREA)
- Details Of Reciprocating Pumps (AREA)
Abstract
Изобретение относится к системе питания наземного оборудования буровой скважины. Техническим результатом является повышение эффективности, гибкости и производительности системы питания наземного скважинного оборудования. Система питания наземного оборудования буровой скважины содержит по меньшей мере один первичный двигатель, сообщенный с источником топлива для питания первичного двигателя и содержащий по меньшей мере один источник тепла, по меньшей мере один насос, приводимый в действие первичным двигателем, сообщенный с по меньшей мере одним стволом скважины и по меньшей мере одной текучей средой, использующейся в стволе скважины, и по меньшей мере одну вспомогательную систему, сообщенную с источником тепла от по меньшей мере одного первичного двигателя. При этом вспомогательная система содержит теплообменник, выполненный с возможностью передачи тепла от источника тепла к текучей среде, чтобы отделить выпариванием одну часть текучей среды от другой части текучей среды из по меньшей мере одного ствола скважины. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 5 ил.
Description
Предпосылки создания изобретения
Изложенное в данном разделе всего лишь предоставляет вводную информацию, относящуюся к настоящему изобретению, и не может представлять собой уровень техники. Изобретение относится в целом к наземному оборудованию на буровой скважине, такому как оборудование для гидроразрыва и подобное.
Типичные системы обслуживания скважины включают в себя первичный двигатель с приводом от такого источника энергии, как дизельный двигатель или подобное, который приводит в действие по меньшей мере один исполнительный компонент, такой как насос, сообщенный со стволом скважины для введения в ствол скважины текучих сред. Текучие среды могут включать в себя жидкости для гидроразрыва, проппант(ы), кислоту(ы), цементные растворы, смеси для гравийной набивки, буровые растворы, растворы для заканчивания скважины, сжатые газы и их комбинации.
Остается желательным улучшить наземное оборудования буровой скважины в отношении его эффективности, гибкости и производительности.
Сущность изобретения
Система питания наземного оборудования буровой скважины содержит по меньшей мере один первичный двигатель, сообщенный с источником топлива для питания первичного двигателя и имеющий по меньшей мере один источник тепла, по меньшей мере один насос, приведенный в действие первичным двигателем и сообщенный с по меньшей мере одним стволом скважины и по меньшей мере одной текучей средой, использующейся в стволе скважины, и по меньшей мере одну вспомогательную систему, сообщенную с источником тепла от по меньшей мере одного первичного двигателя. Источник топлива может содержать источник горючего газообразного топлива. Источник горючего газообразного топлива может содержать одно из природного газа, подаваемого непосредственно из ствола скважины, природного газа, подаваемого из продуктивной скважины, природного газа, подаваемого с производственного объекта, и их комбинации. Источник горючего газообразного топлива может содержать одно из сжатого природного газа, сжиженного природного газа, природного газа из трубопровода или промыслового хранилища, сжатого горючего газа, такого как водород или пропан, сжиженных углеводородных газов, таких как бутан, и их комбинации.
Источник топлива может содержать жидкое топливо. Первичный двигатель может содержать по меньшей мере одно из поршневого двигателя с воспламенением от сжатия, поршневого двигателя с искровым зажиганием, топливного элемента и газотурбинного двигателя. По меньшей мере один насос может содержать одно из плунжерного насоса прямого вытеснения, центробежного насоса, эксцентрикового винтового насоса и их комбинации. Источник тепла может содержать по меньшей мере один выпуск отходящих газов, систему охлаждения первичного двигателя, вспомогательную систему охлаждения и их комбинации.
Вспомогательная система может содержать вспомогательный теплообменник, сообщенный с по меньшей мере одним источником тепла. Вспомогательная система может содержать одно из парогенератора, испарителя для рабочей жидкости, источника тепла для нагревания по меньшей мере одной из текучих сред, использующихся в стволе скважины, источника топлива и текучей среды, добытой из ствола скважины. Вспомогательная система может содержать холодильную установку, работающую на отходящей теплоте.
Система может дополнительно содержать систему шумоподавления. Система может также содержать воздухоприемник для снабжения первичного двигателя источником воздуха, содержащим воздушный теплообменник для охлаждения или нагревания источника воздуха. Воздушный теплообменник может сообщаться с вспомогательной системой. Текучая среда, использующаяся в стволе скважины, может содержать по меньшей мере одно из жидкости для гидроразрыва, содержащей по меньшей мере одно из текучей среды и проппанта, кислоты, цементного раствора, смесей для гравийной набивки, бурового раствора, раствора для заканчивания скважины, сжатого газа и их комбинаций. Вспомогательная система может содержать теплообменник, сообщающийся с источником топлива на базе природного газа для извлечения тепла из источника топлива, когда он расширяется.
В одном варианте осуществления способ включает в себя использование системы для питания оборудования буровой, содержащей по меньшей мере один первичный двигатель, сообщающийся с источником топлива для питания первичного двигателя и имеющий по меньшей мере один источник тепла, по меньшей мере один насос, приводимый в действие первичным двигателем и сообщенный с по меньшей мере одним стволом скважины и по меньшей мере одной текучей среды, использующейся в стволе скважины, и по меньшей мере одну вспомогательную систему, сообщающуюся с источником тепла от по меньшей мере одного первичного двигателя, размещение оборудования буровой и системы рядом со стволом скважины и проведение по меньшей мере одной операции обслуживания скважины в стволе с применением оборудования буровой скважины.
Операция обслуживания скважины может содержать одну из операций гидроразрыва, операций кислотной обработки, цементировочных операций, операций по заканчиванию скважины, операций по защите от поступления песка в скважину, операций с использованием колтюбинга и их комбинаций. Источник топлива может содержать источник горючего газообразного топлива. Источник горючего газообразного топлива может содержать одно из природного газа, подаваемого непосредственно из ствола скважины, природного газа, подаваемого из продуктивной скважины, природного газа, подаваемого с производственного объекта и их комбинации. Источник горючего газообразного топлива может содержать одно из сжатого природного газа, сжиженного природного газа, природного газа из трубопровода или промыслового хранилища, сжатого горючего газа, сжиженных углеводородных газов и их комбинации. Источник тепла может содержать по меньшей мере одно из выпуска отходящих газов, системы охлаждения первичного двигателя, вспомогательной системы охлаждения и их комбинации.
Краткое описание чертежей
Эти и другие признаки и преимущества настоящего изобретения будут более понятны при обращении к следующему подробному описанию, рассматривая его в сочетании с приложенными чертежами, на которых изображено следующее:
Фиг. 1 является блок-схемой одного варианта осуществления системы наземного оборудования буровой скважины.
Фиг. 2 является блок-схемой одного варианта осуществления системы наземного оборудования буровой скважины.
Фиг. 3 является блок-схемой одного варианта осуществления системы наземного оборудования буровой скважины.
Фиг. 4 является блок-схемой одного варианта осуществления источника топлива для системы наземного оборудования буровой скважины.
Фиг. 5 является блок-схемой одного варианта осуществления источника топлива для системы наземного оборудования буровой скважины.
Подробное описание
Наземная скважинная система 100, показанная на чертежах, может применяться для питания наземного оборудования буровой скважины и содержит первичный двигатель 102, который сообщен с источником 104 топлива и приводит в действие или питает исполнительное оборудование или компоненты 106, такие как по меньшей мере один насос или подобное. По меньшей мере один насос 106 может сообщаться со стволом 108 скважины через подходящий трубопровод и/или сантехнические линии 110, включая, но без ограничений, линии, известные в данной области как временная технологическая арматура. Насос 106 может, кроме того, сообщаться с несколькими стволами 108 скважины и по меньшей мере одной текучей средой 112, использующейся в по меньшей мере одном стволе 108 скважины. Насос 106 может сообщаться более чем с одной текучей средой 112. Система 100 может быть установлена на рельсы или прицеп (не показано) для перемещения системы 100 к разным стволам, таким как ствол 108 скважины. Первичный двигатель 102 может содержать источник тепла, такой как выпуск 116 отходящих газов или другой подходящий источник тепла, сообщающийся с по меньшей мере одной вспомогательной системой 118, которая может, кроме того, содержать теплообменник или подобное, что более подробно обсуждается ниже.
Насос 106 может подавать текучую среду 112 в ствол 108 скважины, текучая среда 114 может также подаваться из ствола 108 скважины при работе системы 100, например, но без ограничений, пластовая вода и/или попутно добываемая жидкость или подобное. Как должно быть понятно специалистам в данной области, попутно добываемая жидкость, вода или текучая среда 114 могут далее подаваться на насос 106.
Как должно быть понятно специалистам в данной области, первичный двигатель 102 может быть двигателем внутреннего сгорания, таким как поршневой двигатель с воспламенением от сжатия или дизельный поршневой двигатель, поршневой двигатель с искровым зажиганием, газотурбинным двигателем, таким как газотурбинный двигатель на базе авиационного двигателя, промышленный газотурбинный двигатель, воздушно-реактивным двигателем со сверхзвуковой скоростью сгорания, топливным элементом или подобным.
На фигурах 4 и 5 показаны варианты осуществления источников 400 и 500 топлива. Источник 104 топлива может быть источником горючего газа, таким как сжатый природный газ 502, сжиженный природный газ 504 и/или природный газ из трубопровода 506 или промыслового хранилища 508. Источник 104 топлива может содержать горючий газ, такой как природный газ или подобное, подаваемый непосредственно из ствола 108 скважины, ствола 402 продуктивной скважины, например ствола соседней продуктивной скважины, с производственного объекта 404, или из любой комбинации источников 108, 402, 404, 502, 504, 506, и 508 природного газа, показанных на фиг. 4 и 5. Источник 104 топлива может содержать сжатый горючий и/или легковоспламеняющийся газ, такой как водород или пропан, или сжиженный горючий и/или легковоспламеняющийся газообразный углеводород, такой как бутан, из ствола 108 скважины, ствола 402 продуктивной скважины или производственного объекта 404. Источник 104 топлива может содержать источник жидкого топлива 510, такого как дизельное топливо, керосин или подобное. Как должно быть понятно специалистам в данной области, источник 104 топлива может содержать комбинацию вышеупомянутых источников 108, 402, 404, 502, 504, 506, и 508 природного газа и вышеупомянутых источников 510 жидкого топлива.
Источник 104 топлива может выбираться так, чтобы снижать и/или изменять общий профиль выделения отходящего газа в системе 116 выпуска отходящих газов, например, снижая полное выделение твердых частиц, суммарное выделение NOx, количество моноксида углерода или диоксида углерода, содержащегося в отходящем газе, или подобное. Когда первичный двигатель 104 работает, образуются отходящие газы, которые направляются через систему 116 выпуска. Тепло отходящих газов в системе 116 выпуска может позднее использоваться в по меньшей мере одной вспомогательной системе 118, подробнее обсуждаемой ниже.
Как должно быть понятно специалистам в данной области, насос 106 может содержать насос прямого вытеснения, такой как плунжерный насос (например, как трехцилиндровый или пятицилиндровый плунжерный насос), центробежный насос, эксцентриковый винтовой насос или любое подходящее оборудование и их комбинации для подачи текучей среды 112 в ствол 108 скважины, например, под давлением или подобным.
В варианте осуществления, лучше всего показанном на фигуре 2, система 200 содержит первичный двигатель 202, то есть газотурбинный двигатель, содержащий секцию 204 компрессора и секцию 206 турбины или турбодетандера. Воздух вводится в первичный двигатель 202 через приемник 208 и может направляться через воздушный теплообменник 210. Воздушный теплообменник 210 может использоваться для охлаждения воздуха, поступающего в первичный двигатель 202. Из теплообменника воздух направляется в секцию 204 сжатия первичного двигателя или газотурбинного двигателя 202. Секция 204 сжатия может иметь несколько ступеней сжатия, и воздух может проводиться через по меньшей мере один промежуточный холодильник 212 между или после одной или более ступеней сжатия. Сжатый воздух выходит из секции 204 сжатия, смешивается с топливом из источника топлива, запаливается зажигателем (не показан) или подобным в камере 214 сгорания и проводится через секцию 206 турбины или детандера в двигателе 202. Секция 206 турбины или детандера может включать в себя несколько ступеней расширения, и отходящий газ может направляться с конечной ступени или промежуточной ступени через выпуск отходящих газов на вспомогательный теплообменник 216 для использования во вспомогательной системе, такой как вспомогательная система 118. Выход 218, такой как вал первичного двигателя 202, соединен с входом (не показан), таким как вал исполнительного устройства или устройств, такого как насос 106 или подобное, прямым или спаренным соединением, трансмиссией, зубчатым редуктором, спариванием паровой турбины с насосом или любым подходящим соединением.
Как отмечено выше, насос 106 или исполнительное устройство сообщен со стволом 108 скважины и с источником 112 текучей среды, такой как рабочая жидкость или состав для обработки приствольной зоны, включая, без ограничений, жидкости для гидроразрыва, проппант(ы), кислоту(ы), цементные растворы, смеси для гравийной набивки, буровые растворы, растворы для заканчивания скважины и их комбинации.
Вспомогательная система 118 может использовать вспомогательный теплообменник 216 как парогенератор 122 для создания пара и работы системы комбинированного цикла, например, эксплуатируя паровую турбину при подходящей производительности, или подобным, как должно быть понятно специалистам в данной области. Вспомогательная система 118 может использовать вспомогательный теплообменник 216 как испаритель для рабочей жидкости, такой как текучая среда 112, текучая среда 114, источник 104 топлива или подобное.
Вспомогательная система 118 может использовать вспомогательный теплообменник 216 как источник тепла для нагревания текучей среды 112, например, для контроля химических реакций и/или характеристик текучей среды или обрабатывающей текучей среды 112. Нагретая обрабатывающая текучая среда 112 может быть направлена в ствол скважины с помощью подходящих насосных и/или сантехнических установок, таких, как насос 106 и временная технологическая арматура 110.
Вспомогательная система 118 может использовать вспомогательный теплообменник 216 как источник тепла для нагревания текучей среды 114, такой как текучая среда, добытая из ствола 108 скважины или соседнего ствола или соседнего оборудования. Добытая текучая среда 114 может быть очищена или обработана иным образом перед испарением или выкипанием как часть вспомогательной системы 118, или очищенная или обработанная текучая среда 114 может вводиться в секцию 206 турбины или детандера первичного двигателя 202, или вводиться в воздухоприемник 208 первичного двигателя 202 для обеспечения охлаждения.
Вспомогательная система 118 может использовать вспомогательный теплообменник 216 для нагревания переохлажденного газа из источника 504 сжиженного природного газа или источника 502 сжатого природного газа до введения в первичный двигатель 102, как должно быть понятно специалистам в данной области. Вспомогательная система 118 может использовать вспомогательный теплообменник 216 как теплоту, подводимую на холодильную установку 120, работающую на отходящей теплоте, которая может затем использоваться, например, для охлаждения воздуха, поступающего в воздушный теплообменник 210, например, на входе 208 первичного двигателя 202, чтобы приводить в действие систему механического кристаллизатора или подобное для охлаждения различных компонентов системы 100.
В варианте осуществления системы 100', показанной на фигуре 3, вспомогательная система 118 может дополнительно использовать охлаждающую воду из системы 302 водяного охлаждения первичного двигателя 102 или 202 как источник тепла для вспомогательного теплообменника 216, используемого с текучей средой 112, текучей средой 114, источником 104 топлива (таким, как источник 504 сжиженного природного газа или источник 502 сжатого природного газа), с холодильной установкой 120, парогенератором 122 и воздушным теплообменником 210. Система 100' может использовать в качестве источника тепла для вспомогательного теплообменника 216 только охлаждающую воду из системы 302 водяного охлаждения. Как должно быть понятно специалистам в данной области, системы 100 и 100' могут использовать тепло от вспомогательной системы охлаждения, системы 302 водяного охлаждения, системы 116 выпуска отходящих газов и от их комбинаций.
Воздушный теплообменник 210 может использоваться для охлаждения и/или нагревания поступающего воздуха на входе 208 и для нагревания переохлажденного природного газа, например, из источника 502 или источника 504, до ввода в первичный двигатель 102 или 202. Природный газ из воздушного теплообменника 210 может затем быть проведен во вспомогательный теплообменник 216 для нагревания газа на выходе воздушного теплообменника 208 до введения, например, у камеры сгорания 214 в первичный двигатель 202 или 102.
Как должно быть понятно специалистам в данной области, текучие жидкости 114 могут содержать жидкости для гидроразрыва, проппант(ы), кислоту(ы), цементные растворы, смеси для гравийной набивки, буровые растворы, растворы для заканчивания скважины и их комбинации. Текучие среды 114 могут использоваться для любого числа работ по обслуживанию скважины, в том числе, но без ограничений, в операции гидроразрыва, операции кислотной обработки, в цементировочных операциях, операциях по заканчиванию скважины, операциях с использованием колтюбинга, операциях по защите от поступления песка в скважину, и их комбинаций.
Насос или исполнительное оборудование 106 может содержать пару насосов, приводимых в действие одним первичным двигателем 102 или 202, таким как раскрытые в принадлежащей этому же правообладателю заявке, находящейся одновременно на рассмотрении, № 12/203,604, поданной 3 сентября 2008.
Первичный двигатель 102 или 202 может, дополнительно, содержать систему 124 шумоподавления. Система 124 шумоподавления может быть соединена или сообщаться подходящим образом с выпускной системой 116 первичного двигателя 102 или 202 и может содержать обводной канал для отходящего газа ниже вспомогательного теплообменника 216, чтобы направлять отходящий газ вверх. Система 124 шумоподавления может содержать "шумоподавляющую" или противодействующую волну, направленную на источник шума, такой как отходящий газ первичного двигателя 102 или 202, чтобы снизить эффективность шума от первичного двигателя 102 или 202 или других источников шума от наземного оборудования и таким образом, чтобы снизить полный шум от всей системы 100. Вспомогательный теплообменник 216 может сам действовать как глушитель или шумоподавитель, направляя отходящий газ через дефлекторы и подобное.
Описанные здесь частные варианты осуществления являются лишь иллюстративными, так как изобретение может быть модифицировано и реализовываться на практике разными, но эквивалентными способами, очевидными специалистам в данной области, получающим выгоду от раскрытых здесь идей. Кроме того, никаких ограничений не накладывается на показанные здесь детали конструкции или дизайна, кроме описываемых ниже в формуле изобретения. Таким образом, очевидно, что раскрытые выше частные варианты осуществления могут быть изменены или модифицированы, и все такие изменения рассматриваются как охватываемые сущностью и объемом изобретения. В частности, все раскрытые здесь диапазоны величин (в форме "от примерно a до примерно b", или эквивалентно, "приблизительно от a до b," или эквивалентно, "приблизительно a-b") следует понимать как относящиеся к показательному множеству (множеству всех подмножеств) соответствующего диапазона значений. Соответственно, испрашиваемая защита здесь такова, как изложено ниже в формуле.
Предшествующее описание было представлено в отношении предпочтительных в настоящее время вариантов реализации изобретения. Специалисты в данной области и в технологии, к которой относится настоящее изобретение, должны понимать, что изменения в описанных структурах и способах действия могут проводиться, не отклоняясь существенно от принципов и не выходя за объем данного изобретения. Соответственно, предшествующее описание не должно толковаться как относящееся только к точным структурам, описанным и показанным на приложенных чертежах, но, напротив, они должны толковаться как соответствующие следующей формуле и как поддержка формулы, которая должна иметь наиболее полный и наиболее объективный объем.
Claims (20)
1. Система питания наземного оборудования буровой скважины, содержащая
по меньшей мере один первичный двигатель, сообщенный с источником топлива для питания первичного двигателя и имеющий по меньшей мере один источник тепла, причем первичный двигатель выбран из группы, состоящей из поршневого двигателя с воспламенением от сжатия, поршневого двигателя с искровым зажиганием, топливного элемента;
по меньшей мере один насос, приводимый в действие первичным двигателем и выполненный с возможностью введения по меньшей мере одной текучей среды для использования в по меньшей мере один ствол скважины и подачи по меньшей мере одной текучей среды из по меньшей мере одного ствола скважины; и
по меньшей мере одну вспомогательную систему, сообщенную с источником тепла по меньшей мере от одного первичного двигателя и содержащую теплообменник, выполненный с возможностью передачи тепла от источника тепла к по меньшей мере одной текучей среде из по меньшей мере одного ствола скважины, чтобы отделить выпариванием часть по меньшей мере одной текучей среды из по меньшей мере одного ствола скважины от другой части по меньшей мере одной текучей среды из по меньшей мере одного ствола скважины.
по меньшей мере один первичный двигатель, сообщенный с источником топлива для питания первичного двигателя и имеющий по меньшей мере один источник тепла, причем первичный двигатель выбран из группы, состоящей из поршневого двигателя с воспламенением от сжатия, поршневого двигателя с искровым зажиганием, топливного элемента;
по меньшей мере один насос, приводимый в действие первичным двигателем и выполненный с возможностью введения по меньшей мере одной текучей среды для использования в по меньшей мере один ствол скважины и подачи по меньшей мере одной текучей среды из по меньшей мере одного ствола скважины; и
по меньшей мере одну вспомогательную систему, сообщенную с источником тепла по меньшей мере от одного первичного двигателя и содержащую теплообменник, выполненный с возможностью передачи тепла от источника тепла к по меньшей мере одной текучей среде из по меньшей мере одного ствола скважины, чтобы отделить выпариванием часть по меньшей мере одной текучей среды из по меньшей мере одного ствола скважины от другой части по меньшей мере одной текучей среды из по меньшей мере одного ствола скважины.
2. Система по п.1, в которой источник топлива является источником горючего газообразного топлива.
3. Система по п.2, в которой источник горючего газообразного топлива выбран из группы, состоящей из природного газа, подаваемого непосредственно из ствола скважины, природного газа, подаваемого из продуктивной скважины, природного газа, подаваемого с производственного объекта, и их комбинации.
4. Система по п.2, в которой источник горючего газообразного топлива выбран из группы, состоящей из сжатого природного газа, сжиженного природного газа, природного газа из трубопровода или промыслового хранилища, сжатого водорода, сжатого пропана, сжиженного бутана и их комбинации.
5. Система по п.1, в которой источник топлива представляет собой жидкое топливо.
6. Система по п.1, в которой по меньшей мере один насос выбран из группы, состоящей из плунжерного насоса прямого вытеснения, центробежного насоса, винтового насоса и их комбинации.
7. Система по п.1, в которой источник тепла выбран из группы, состоящей из выпуска отходящих газов, системы охлаждения первичного двигателя, вспомогательной системы охлаждения и их комбинации.
8. Система по п.1, в которой вспомогательная система содержит вспомогательный теплообменник, сообщающийся с по меньшей мере одним источником тепла.
9. Система по п.8, в которой вспомогательная система выбрана из группы, состоящей из парогенератора, испарителя для рабочей жидкости, источника тепла для нагревания, по меньшей мере одной из текучих сред, использующихся в стволе скважины, источника топлива и текучей среды, добываемой из ствола скважины.
10. Система по п.1, в которой вспомогательная система содержит холодильную установку, работающую на отходящей теплоте.
11. Система по п.1, дополнительно содержащая систему шумоподавления.
12. Система по п.1, дополнительно содержащая воздухоприемник для снабжения первичного двигателя источником воздуха, содержащий воздушный теплообменник для охлаждения или нагревания источника воздуха.
13. Система по п.12, в которой воздушный теплообменник сообщен по текучей среде с вспомогательной системой.
14. Система по п.1, в которой текучая среда, использующаяся в стволе скважины, выбрана из группы, состоящей из текучей среды и проппанта, кислоты, цементного раствора, смесей для гравийной набивки, бурового раствора, смеси для гравийной набивки, бурового раствора, раствора для заканчивания скважины, сжатого газа и их комбинации.
15. Способ питания наземного оборудования буровой скважины, согласно которому
производят систему для питания оборудования буровой скважины, содержащую по меньшей мере один первичный двигатель, сообщенный с источником топлива для питания первичного двигателя и имеющий по меньшей мере один источник тепла, по меньшей мере один насос, выполненный с возможностью подачи по меньшей мере одной текучей среды в по меньшей мере один ствол скважины и подачи по меньшей мере одной текучей среды из по меньшей мере одного ствола скважины, и по меньшей мере одну вспомогательную систему, сообщенную с источником тепла по меньшей мере от одного первичного двигателя;
устанавливают буровое оборудование и систему для питания оборудования вблизи ствола скважины; и
осуществляют по меньшей мере одну операцию обслуживания в стволе скважины с применением бурового оборудования,
при этом по меньшей мере одна вспомогательная система содержит теплообменник, с помощью которого передают тепло от источника тепла к по меньшей мере одной текучей среде из по меньшей мере одного ствола скважины, чтобы отделить выпариванием часть по меньшей мере одной текучей среды из по меньшей мере одного ствола скважины от другой части по меньшей мере одной текучей среды из по меньшей мере, одного ствола скважины.
производят систему для питания оборудования буровой скважины, содержащую по меньшей мере один первичный двигатель, сообщенный с источником топлива для питания первичного двигателя и имеющий по меньшей мере один источник тепла, по меньшей мере один насос, выполненный с возможностью подачи по меньшей мере одной текучей среды в по меньшей мере один ствол скважины и подачи по меньшей мере одной текучей среды из по меньшей мере одного ствола скважины, и по меньшей мере одну вспомогательную систему, сообщенную с источником тепла по меньшей мере от одного первичного двигателя;
устанавливают буровое оборудование и систему для питания оборудования вблизи ствола скважины; и
осуществляют по меньшей мере одну операцию обслуживания в стволе скважины с применением бурового оборудования,
при этом по меньшей мере одна вспомогательная система содержит теплообменник, с помощью которого передают тепло от источника тепла к по меньшей мере одной текучей среде из по меньшей мере одного ствола скважины, чтобы отделить выпариванием часть по меньшей мере одной текучей среды из по меньшей мере одного ствола скважины от другой части по меньшей мере одной текучей среды из по меньшей мере, одного ствола скважины.
16. Способ по п.15, согласно которому операцию обслуживания скважины выбирают из группы, состоящей из операции гидроразрыва, операции кислотной обработки, цементировочной операции, операции по заканчиванию скважины, операции по защите от поступления песка в скважину, операции с использованием гибких труб и их комбинаций.
17. Способ по п.15, согласно которому источник топлива представляет собой источник горючего газообразного топлива.
18. Способ по п.17, согласно которому источник горючего газообразного топлива выбирают из группы, состоящей из природного газа, подаваемого непосредственно из ствола скважины, природного газа, подаваемого из продуктивной скважины, природного газа, подаваемого с производственного объекта, и их комбинаций.
19. Способ по п.17, согласно которому источник горючего газообразного топлива выбирают из группы, состоящей из сжатого природного газа, сжиженного природного газа, природного газа из трубопровода или промыслового хранилища, сжатого горючего газа, сжиженных углеводородных газов и их комбинаций.
20. Способ по п.15, согласно которому источник тепла выбирают из группы, состоящей из выпуска отходящих газов, системы охлаждения первичного двигателя, вспомогательной системы охлаждения и их комбинаций.
Applications Claiming Priority (4)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US9889608P | 2008-09-22 | 2008-09-22 | |
| US61/098,896 | 2008-09-22 | ||
| US12/563,209 | 2009-09-21 | ||
| US12/563,209 US8794307B2 (en) | 2008-09-22 | 2009-09-21 | Wellsite surface equipment systems |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2009135320A RU2009135320A (ru) | 2011-03-27 |
| RU2527100C2 true RU2527100C2 (ru) | 2014-08-27 |
Family
ID=42036447
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2009135320/03A RU2527100C2 (ru) | 2008-09-22 | 2009-09-22 | Система наземного оборудования на буровой скважине |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US8794307B2 (ru) |
| CN (2) | CN101956547A (ru) |
| AU (1) | AU2009217432B2 (ru) |
| CA (1) | CA2679812C (ru) |
| MX (1) | MX2009010141A (ru) |
| RU (1) | RU2527100C2 (ru) |
Families Citing this family (70)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8794307B2 (en) * | 2008-09-22 | 2014-08-05 | Schlumberger Technology Corporation | Wellsite surface equipment systems |
| USRE46725E1 (en) | 2009-09-11 | 2018-02-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electric or natural gas fired small footprint fracturing fluid blending and pumping equipment |
| US8069710B2 (en) * | 2010-03-25 | 2011-12-06 | Halliburton Energy Services Inc. | Remote fueling system and process |
| US11255173B2 (en) | 2011-04-07 | 2022-02-22 | Typhon Technology Solutions, Llc | Mobile, modular, electrically powered system for use in fracturing underground formations using liquid petroleum gas |
| EP4400692A3 (en) | 2011-04-07 | 2024-10-16 | Typhon Technology Solutions, LLC | Electrically powered system for use in fracturing underground formations |
| US11708752B2 (en) | 2011-04-07 | 2023-07-25 | Typhon Technology Solutions (U.S.), Llc | Multiple generator mobile electric powered fracturing system |
| US9140110B2 (en) | 2012-10-05 | 2015-09-22 | Evolution Well Services, Llc | Mobile, modular, electrically powered system for use in fracturing underground formations using liquid petroleum gas |
| US10661316B2 (en) | 2011-05-27 | 2020-05-26 | Schlumberger Technology Corporation | Oilfield material metering gate obstruction removal system |
| US20130014950A1 (en) * | 2011-07-14 | 2013-01-17 | Dickinson Theodore Elliot | Methods of Well Cleanout, Stimulation and Remediation and Thermal Convertor Assembly for Accomplishing Same |
| US9790775B2 (en) | 2013-03-15 | 2017-10-17 | Schlumberger Technology Corporation | Stimulation with natural gas |
| CA2851304C (en) | 2013-06-13 | 2016-01-19 | Force Energy Management Corporation | Apparatuses and methods for supplying natural gas to a frac water heater |
| US9598946B2 (en) * | 2013-07-08 | 2017-03-21 | Ronald Grant Shomody | Processing and transport of stranded gas to conserve resources and reduce emissions |
| US9435175B2 (en) | 2013-11-08 | 2016-09-06 | Schlumberger Technology Corporation | Oilfield surface equipment cooling system |
| US10610842B2 (en) * | 2014-03-31 | 2020-04-07 | Schlumberger Technology Corporation | Optimized drive of fracturing fluids blenders |
| US10767859B2 (en) | 2014-08-19 | 2020-09-08 | Adler Hot Oil Service, LLC | Wellhead gas heater |
| US10138711B2 (en) | 2014-08-19 | 2018-11-27 | Adler Hot Oil Service, LLC | Wellhead gas heater |
| CN104179535A (zh) * | 2014-08-21 | 2014-12-03 | 四机赛瓦石油钻采设备有限公司 | 一种涡轮发动机的废热回收保温系统 |
| US9725295B2 (en) | 2015-10-07 | 2017-08-08 | 1119456 B.C. Ltd. | System and method for distributing fuel |
| US9624799B1 (en) | 2016-02-18 | 2017-04-18 | Schlumberger Technology Corporation | Multi-muffler sound attenuator assembly |
| US10577910B2 (en) | 2016-08-12 | 2020-03-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fuel cells for powering well stimulation equipment |
| US10883352B2 (en) | 2016-08-12 | 2021-01-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Auxiliary electric power system for well stimulation operations |
| CA3030829A1 (en) | 2016-09-02 | 2018-03-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hybrid drive systems for well stimulation operations |
| US11164560B2 (en) | 2016-10-11 | 2021-11-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well site noise control |
| US10920540B2 (en) * | 2016-12-02 | 2021-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reducing noise produced by well operations |
| US11624326B2 (en) | 2017-05-21 | 2023-04-11 | Bj Energy Solutions, Llc | Methods and systems for supplying fuel to gas turbine engines |
| CN108179986B (zh) * | 2018-01-10 | 2019-11-12 | 大庆华帝石油科技有限公司 | 多功能一体化环保装置 |
| US11111128B2 (en) * | 2018-08-20 | 2021-09-07 | Ldj Manufacturing, Inc. | Remote filling system |
| US11560845B2 (en) | 2019-05-15 | 2023-01-24 | Bj Energy Solutions, Llc | Mobile gas turbine inlet air conditioning system and associated methods |
| WO2021051399A1 (zh) | 2019-09-20 | 2021-03-25 | 烟台杰瑞石油装备技术有限公司 | 一种利用涡轮发动机驱动柱塞泵的水力压裂系统 |
| CA3092868A1 (en) | 2019-09-13 | 2021-03-13 | Bj Energy Solutions, Llc | Turbine engine exhaust duct system and methods for noise dampening and attenuation |
| US11002189B2 (en) | 2019-09-13 | 2021-05-11 | Bj Energy Solutions, Llc | Mobile gas turbine inlet air conditioning system and associated methods |
| CA3092829C (en) | 2019-09-13 | 2023-08-15 | Bj Energy Solutions, Llc | Methods and systems for supplying fuel to gas turbine engines |
| US11604113B2 (en) | 2019-09-13 | 2023-03-14 | Bj Energy Solutions, Llc | Fuel, communications, and power connection systems and related methods |
| US12065968B2 (en) | 2019-09-13 | 2024-08-20 | BJ Energy Solutions, Inc. | Systems and methods for hydraulic fracturing |
| US11015594B2 (en) | 2019-09-13 | 2021-05-25 | Bj Energy Solutions, Llc | Systems and method for use of single mass flywheel alongside torsional vibration damper assembly for single acting reciprocating pump |
| US10989180B2 (en) | 2019-09-13 | 2021-04-27 | Bj Energy Solutions, Llc | Power sources and transmission networks for auxiliary equipment onboard hydraulic fracturing units and associated methods |
| US10895202B1 (en) | 2019-09-13 | 2021-01-19 | Bj Energy Solutions, Llc | Direct drive unit removal system and associated methods |
| US11015536B2 (en) | 2019-09-13 | 2021-05-25 | Bj Energy Solutions, Llc | Methods and systems for supplying fuel to gas turbine engines |
| CA3197583A1 (en) | 2019-09-13 | 2021-03-13 | Bj Energy Solutions, Llc | Fuel, communications, and power connection systems and related methods |
| US10815764B1 (en) | 2019-09-13 | 2020-10-27 | Bj Energy Solutions, Llc | Methods and systems for operating a fleet of pumps |
| CA3092865C (en) | 2019-09-13 | 2023-07-04 | Bj Energy Solutions, Llc | Power sources and transmission networks for auxiliary equipment onboard hydraulic fracturing units and associated methods |
| US11702919B2 (en) | 2019-09-20 | 2023-07-18 | Yantai Jereh Petroleum Equipment & Technologies Co., Ltd. | Adaptive mobile power generation system |
| US12065916B2 (en) | 2019-09-20 | 2024-08-20 | Yantai Jereh Petroleum Equipment & Technologies Co., Ltd. | Hydraulic fracturing system for driving a plunger pump with a turbine engine |
| US11519395B2 (en) | 2019-09-20 | 2022-12-06 | Yantai Jereh Petroleum Equipment & Technologies Co., Ltd. | Turbine-driven fracturing system on semi-trailer |
| US12000253B2 (en) | 2019-09-20 | 2024-06-04 | Yantai Jereh Petroleum Equipment & Technologies Co., Ltd. | Fracturing apparatus and fracturing system |
| CN110485982A (zh) | 2019-09-20 | 2019-11-22 | 烟台杰瑞石油装备技术有限公司 | 一种涡轮压裂设备 |
| CN113047916A (zh) | 2021-01-11 | 2021-06-29 | 烟台杰瑞石油装备技术有限公司 | 可切换设备、井场及其控制方法、设备以及存储介质 |
| US11708829B2 (en) | 2020-05-12 | 2023-07-25 | Bj Energy Solutions, Llc | Cover for fluid systems and related methods |
| US10968837B1 (en) | 2020-05-14 | 2021-04-06 | Bj Energy Solutions, Llc | Systems and methods utilizing turbine compressor discharge for hydrostatic manifold purge |
| US11428165B2 (en) | 2020-05-15 | 2022-08-30 | Bj Energy Solutions, Llc | Onboard heater of auxiliary systems using exhaust gases and associated methods |
| US11208880B2 (en) | 2020-05-28 | 2021-12-28 | Bj Energy Solutions, Llc | Bi-fuel reciprocating engine to power direct drive turbine fracturing pumps onboard auxiliary systems and related methods |
| US10961908B1 (en) | 2020-06-05 | 2021-03-30 | Bj Energy Solutions, Llc | Systems and methods to enhance intake air flow to a gas turbine engine of a hydraulic fracturing unit |
| US11109508B1 (en) | 2020-06-05 | 2021-08-31 | Bj Energy Solutions, Llc | Enclosure assembly for enhanced cooling of direct drive unit and related methods |
| US11208953B1 (en) | 2020-06-05 | 2021-12-28 | Bj Energy Solutions, Llc | Systems and methods to enhance intake air flow to a gas turbine engine of a hydraulic fracturing unit |
| US11066915B1 (en) | 2020-06-09 | 2021-07-20 | Bj Energy Solutions, Llc | Methods for detection and mitigation of well screen out |
| US11111768B1 (en) | 2020-06-09 | 2021-09-07 | Bj Energy Solutions, Llc | Drive equipment and methods for mobile fracturing transportation platforms |
| US11022526B1 (en) | 2020-06-09 | 2021-06-01 | Bj Energy Solutions, Llc | Systems and methods for monitoring a condition of a fracturing component section of a hydraulic fracturing unit |
| US10954770B1 (en) | 2020-06-09 | 2021-03-23 | Bj Energy Solutions, Llc | Systems and methods for exchanging fracturing components of a hydraulic fracturing unit |
| US11939853B2 (en) | 2020-06-22 | 2024-03-26 | Bj Energy Solutions, Llc | Systems and methods providing a configurable staged rate increase function to operate hydraulic fracturing units |
| US11028677B1 (en) | 2020-06-22 | 2021-06-08 | Bj Energy Solutions, Llc | Stage profiles for operations of hydraulic systems and associated methods |
| US11933153B2 (en) | 2020-06-22 | 2024-03-19 | Bj Energy Solutions, Llc | Systems and methods to operate hydraulic fracturing units using automatic flow rate and/or pressure control |
| US11125066B1 (en) | 2020-06-22 | 2021-09-21 | Bj Energy Solutions, Llc | Systems and methods to operate a dual-shaft gas turbine engine for hydraulic fracturing |
| US11466680B2 (en) | 2020-06-23 | 2022-10-11 | Bj Energy Solutions, Llc | Systems and methods of utilization of a hydraulic fracturing unit profile to operate hydraulic fracturing units |
| US11473413B2 (en) | 2020-06-23 | 2022-10-18 | Bj Energy Solutions, Llc | Systems and methods to autonomously operate hydraulic fracturing units |
| US11220895B1 (en) | 2020-06-24 | 2022-01-11 | Bj Energy Solutions, Llc | Automated diagnostics of electronic instrumentation in a system for fracturing a well and associated methods |
| US11149533B1 (en) | 2020-06-24 | 2021-10-19 | Bj Energy Solutions, Llc | Systems to monitor, detect, and/or intervene relative to cavitation and pulsation events during a hydraulic fracturing operation |
| US11193360B1 (en) | 2020-07-17 | 2021-12-07 | Bj Energy Solutions, Llc | Methods, systems, and devices to enhance fracturing fluid delivery to subsurface formations during high-pressure fracturing operations |
| CN112523747B (zh) * | 2020-11-30 | 2023-05-23 | 中国石油大学(华东) | 超高温井随钻仪器电路的无源式冷却设备、仪器及系统 |
| US11639654B2 (en) | 2021-05-24 | 2023-05-02 | Bj Energy Solutions, Llc | Hydraulic fracturing pumps to enhance flow of fracturing fluid into wellheads and related methods |
| US11955782B1 (en) | 2022-11-01 | 2024-04-09 | Typhon Technology Solutions (U.S.), Llc | System and method for fracturing of underground formations using electric grid power |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3058308A (en) * | 1960-10-17 | 1962-10-16 | Pneu Hy Company | Hydraulic pumping apparatus |
| RU2066401C1 (ru) * | 1990-05-21 | 1996-09-10 | Азербайджанский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт нефтяного машиностроения | Привод скважинного насоса |
| RU2087668C1 (ru) * | 1994-07-07 | 1997-08-20 | Акционерное общество "Горизонт" | Устройство для спуска и подъема скважинных приборов |
| RU48205U1 (ru) * | 2005-05-19 | 2005-09-27 | Анохин Владимир Дмитриевич | Скважинный насосный агрегат (варианты) |
Family Cites Families (37)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US1330207A (en) * | 1917-01-27 | 1920-02-10 | Walter F Koken | Cooling means for engines and other devices |
| US2336683A (en) | 1940-06-25 | 1943-12-14 | Nat Supply Co | Gas lift pump |
| US2823752A (en) | 1955-08-30 | 1958-02-18 | Worthington Corp | Method and arrangement of apparatus for oil recovery |
| US2923357A (en) | 1958-06-09 | 1960-02-02 | Camco Inc | Dual completion well installation |
| US3334690A (en) | 1964-06-01 | 1967-08-08 | Udell Inc | Method and apparatus for installing and removing gas lift valves in a well |
| US3548938A (en) | 1967-05-29 | 1970-12-22 | Phillips Petroleum Co | In situ method of producing oil from oil shale |
| US3522995A (en) | 1968-09-05 | 1970-08-04 | Lennart G Erickson | Gas-lift for liquid |
| US3833060A (en) | 1973-07-11 | 1974-09-03 | Union Oil Co | Well completion and pumping system |
| US3873238A (en) | 1973-09-19 | 1975-03-25 | Johnnie A Elfarr | Method and apparatus for flowing crude oil from a well |
| US3889748A (en) | 1974-01-28 | 1975-06-17 | Perry Bass Inc | Apparatus for installing and removing flow control devices from a mandrel having one or more pockets |
| US3894814A (en) | 1974-06-04 | 1975-07-15 | Thomas H Morgan | Artificial lift for oil wells |
| US3941510A (en) | 1974-08-09 | 1976-03-02 | Morgan Thomas H | Artificial lift for oil wells |
| US3894583A (en) | 1974-08-09 | 1975-07-15 | Thomas H Morgan | Artificial lift for oil wells |
| US4007786A (en) * | 1975-07-28 | 1977-02-15 | Texaco Inc. | Secondary recovery of oil by steam stimulation plus the production of electrical energy and mechanical power |
| US4239082A (en) | 1979-03-23 | 1980-12-16 | Camco, Incorporated | Multiple flow valves and sidepocket mandrel |
| CA1130201A (en) | 1979-07-10 | 1982-08-24 | Esso Resources Canada Limited | Method for continuously producing viscous hydrocarbons by gravity drainage while injecting heated fluids |
| US4330038A (en) * | 1980-05-14 | 1982-05-18 | Zimpro-Aec Ltd. | Oil reclamation process |
| US4390061A (en) | 1980-12-31 | 1983-06-28 | Charles Short | Apparatus for production of liquid from wells |
| US5988280A (en) * | 1996-12-23 | 1999-11-23 | Ambar, Inc. | Use of engine heat in treating a well bore |
| US6032737A (en) * | 1998-04-07 | 2000-03-07 | Atlantic Richfield Company | Method and system for increasing oil production from an oil well producing a mixture of oil and gas |
| US6016868A (en) | 1998-06-24 | 2000-01-25 | World Energy Systems, Incorporated | Production of synthetic crude oil from heavy hydrocarbons recovered by in situ hydrovisbreaking |
| GB9904380D0 (en) | 1999-02-25 | 1999-04-21 | Petroline Wellsystems Ltd | Drilling method |
| AU2001276823A1 (en) | 2000-05-12 | 2001-12-03 | Clean Energy Systems, Inc. | Semi-closed brayton cycle gas turbine power systems |
| NO312978B1 (no) * | 2000-10-20 | 2002-07-22 | Kvaerner Oilfield Prod As | Fremgangsmåter og anlegg for å produsere reservoarfluid |
| US6808693B2 (en) * | 2001-06-12 | 2004-10-26 | Hydrotreat, Inc. | Methods and apparatus for increasing and extending oil production from underground formations nearly depleted of natural gas drive |
| WO2003018958A1 (en) * | 2001-08-31 | 2003-03-06 | Statoil Asa | Method and plant for enhanced oil recovery and simultaneous synthesis of hydrocarbons from natural gas |
| US7445049B2 (en) | 2002-01-22 | 2008-11-04 | Weatherford/Lamb, Inc. | Gas operated pump for hydrocarbon wells |
| WO2003098104A2 (en) | 2002-05-15 | 2003-11-27 | United Energy Corporation | Stimulation and injection system |
| US7055627B2 (en) | 2002-11-22 | 2006-06-06 | Baker Hughes Incorporated | Wellbore fluid circulation system and method |
| US7400262B2 (en) | 2003-06-13 | 2008-07-15 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and methods for self-powered communication and sensor network |
| US7219722B2 (en) | 2004-04-07 | 2007-05-22 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and methods for powering downhole electrical devices |
| WO2007018844A2 (en) * | 2005-07-05 | 2007-02-15 | Zornes David A | Spontaneous superficial fluid recovery from hydrocarbon formations |
| US20070125544A1 (en) * | 2005-12-01 | 2007-06-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for providing pressure for well treatment operations |
| US20080078552A1 (en) * | 2006-09-29 | 2008-04-03 | Osum Oil Sands Corp. | Method of heating hydrocarbons |
| US8286707B2 (en) * | 2007-07-06 | 2012-10-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treating subterranean zones |
| RU2381349C1 (ru) * | 2008-09-15 | 2010-02-10 | Николай Борисович Болотин | Комплекс для обустройства морского месторождения углеводородов |
| US8794307B2 (en) * | 2008-09-22 | 2014-08-05 | Schlumberger Technology Corporation | Wellsite surface equipment systems |
-
2009
- 2009-09-21 US US12/563,209 patent/US8794307B2/en active Active
- 2009-09-22 RU RU2009135320/03A patent/RU2527100C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2009-09-22 MX MX2009010141A patent/MX2009010141A/es active IP Right Grant
- 2009-09-22 AU AU2009217432A patent/AU2009217432B2/en not_active Ceased
- 2009-09-22 CN CN200910253050.XA patent/CN101956547A/zh active Pending
- 2009-09-22 CN CN201610853066.4A patent/CN106968637A/zh active Pending
- 2009-09-22 CA CA2679812A patent/CA2679812C/en not_active Expired - Fee Related
-
2014
- 2014-08-04 US US14/451,277 patent/US20140345865A1/en not_active Abandoned
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3058308A (en) * | 1960-10-17 | 1962-10-16 | Pneu Hy Company | Hydraulic pumping apparatus |
| RU2066401C1 (ru) * | 1990-05-21 | 1996-09-10 | Азербайджанский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт нефтяного машиностроения | Привод скважинного насоса |
| RU2087668C1 (ru) * | 1994-07-07 | 1997-08-20 | Акционерное общество "Горизонт" | Устройство для спуска и подъема скважинных приборов |
| RU48205U1 (ru) * | 2005-05-19 | 2005-09-27 | Анохин Владимир Дмитриевич | Скважинный насосный агрегат (варианты) |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| MX2009010141A (es) | 2010-05-03 |
| CN106968637A (zh) | 2017-07-21 |
| CN101956547A (zh) | 2011-01-26 |
| US20100071899A1 (en) | 2010-03-25 |
| RU2009135320A (ru) | 2011-03-27 |
| CA2679812C (en) | 2017-09-19 |
| US20140345865A1 (en) | 2014-11-27 |
| CA2679812A1 (en) | 2010-03-22 |
| AU2009217432A1 (en) | 2010-04-08 |
| AU2009217432B2 (en) | 2015-09-03 |
| US8794307B2 (en) | 2014-08-05 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2527100C2 (ru) | Система наземного оборудования на буровой скважине | |
| US11732565B2 (en) | Systems and methods to operate a dual-shaft gas turbine engine for hydraulic fracturing | |
| US20200340340A1 (en) | Modular remote power generation and transmission for hydraulic fracturing system | |
| RU2353750C2 (ru) | Комбинированная силовая установка "три в одной" для азотной системы, жидкостной системы текучей среды и системы с наматываемой на барабан насосно-компрессорной трубой | |
| RU2632080C2 (ru) | Интенсификация с помощью природного газа | |
| US6962054B1 (en) | Method for operating a heat exchanger in a power plant | |
| CA2093096C (en) | Process and skid-mounted system for inert gas generation | |
| EA024378B1 (ru) | Способ для гидравлического разрыва подземного пласта | |
| US20210131410A1 (en) | Mobile Pump System | |
| CA2427410A1 (en) | Flameless hot oiler | |
| US20220389844A1 (en) | Multi-stage power generation using byproducts for enhanced generation | |
| US12098667B2 (en) | Flameless fluid heater | |
| US6820422B1 (en) | Method for improving power plant thermal efficiency | |
| US11512635B2 (en) | Gas turbine waste heat utilization | |
| WO2018153142A1 (zh) | 内燃机尾气注入油气层的增产系统及增产方法 | |
| KR101739440B1 (ko) | 동력 장치 | |
| RU2293860C2 (ru) | Способ получения инертных в углеводородной среде газожидкостных сред высокого давления | |
| RU2107799C1 (ru) | Морская буровая платформа | |
| CA2933444C (en) | Modular remote power generation and transmission for hydraulic fracturing system | |
| CA2463808C (en) | Flameless hot oiler | |
| RU2405954C2 (ru) | Устройство для получения и нагнетания под давлением инертных по отношению к углеводородной среде газов в составе газожидкостных смесей | |
| RU2379483C1 (ru) | Комплекс для обустройства морского месторождения углеводородов | |
| RU2299346C1 (ru) | Турбонасосный агрегат ракетного двигателя |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| FA92 | Acknowledgement of application withdrawn (lack of supplementary materials submitted) |
Effective date: 20131107 |
|
| FZ9A | Application not withdrawn (correction of the notice of withdrawal) |
Effective date: 20131122 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180923 |