×
06.02.2020
220.017.ff50

Результат интеллектуальной деятельности: Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть

Вид РИД

Изобретение

№ охранного документа
0002713277
Дата охранного документа
04.02.2020
Аннотация: Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти. Техническим результатом является повышение дебита добывающей скважины, обеспечение стабильности работы пары скважин с постоянным расходом закачки пара через нагнетательную скважину и отбором жидкости через добывающую скважину. Способ включает строительство на участке горизонтальных нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, спуск в нагнетательную скважину двух колонн насосно-компрессорных труб, размещение в добывающей скважине оптоволоконного кабеля и насосно-компрессорной трубы с насосом и датчиками температуры на входе в электродвигатель насоса и в насосе, регулируемую закачку пара в нагнетательную скважину через колонны насосно-компрессорных труб, проведение в добывающей скважине термобарических измерений и посредством оптоволоконного кабеля выявление зоны горизонтального ствола добывающей скважины с различной температурой, изменением подачи пара через нагнетательную скважину и работой насоса установление режима работы пары скважин, при котором насос работает в постоянном режиме при температуре жидкости на входе, равной максимально допустимой по условиям работы. До строительства горизонтальных скважин участок разбуривают сеткой оценочных вертикальных скважин с отбором кернов продуктивных горизонтов, проводят комплексные геофизические исследования скважин, по результатам обобщения полученных материалов и лабораторных исследований керна получают предварительные геометрические и геолого-физические параметры залежи сверхвязкой нефти, уточняют контуры нефтеносности, определяют место размещения пары горизонтальных добывающей и нагнетательной скважин и начальный объем извлекаемых запасов нефти, приходящихся на пару скважин, после установления режима работы пары скважин эксплуатируют пары скважин в течение 2-8 лет, при этом еженедельно определяют объем накопленной добычи нефти и объем остаточных извлекаемых запасов нефти, при объеме остаточных извлекаемых запасов нефти от 25 до 75 % от начального объема извлекаемых запасов нефти, приходящихся на пару скважин, на кусте выделяют соседнюю горизонтальную добывающую скважину с обводненностью более 97 %, в затрубную линию горизонтальной добывающей скважины собирают трубопровод от устья соседней на кусте добывающей скважины, постепенно увеличивают отбор пластовой воды из соседней добывающей скважины с последующим изменением режима работы горизонтальной добывающей скважины, при этом давление закачки пластовой воды из соседней добывающей скважины в затрубное пространстве на устье добывающей скважины не должно превышать предельного давления сохранения целостности покрышки продуктивного пласта, регулировкой режима закачки воды в добывающую скважину исключают процесс парообразования и срывы подачи на приеме насоса, после чего постепенно повышают режим отбора пластовой воды через добывающую скважину для увеличения дебита по нефти. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти.

Известен способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть (патент RU №2584437, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.05.2016 г., бюл. № 14), включающий закачку пара через горизонтальную скважину, отбор пластовой продукции через горизонтальную добывающую скважину, расположенную ниже и параллельно нагнетательной скважине, причем в нагнетательную скважину спускают две колонны насосно-компрессорных труб разного диаметра, конец колонны большего диаметра размещают в начале горизонтального ствола, конец колонны меньшего диаметра размещают в конце горизонтального ствола, в добывающей скважине размещают оптоволоконный кабель и колонну насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом и датчиками температуры на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе, через нагнетательную скважину закачивают пар, и проводят термобарометрические измерения, посредством оптоволоконного кабеля выявляют зоны горизонтального ствола добывающей скважины с наибольшей температурой, среди выявленных зон определяют зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в определенной зоне размещают электроцентробежный насос, изменением подачи пара через нагнетательную скважину и периодичностью работы электроцентробежного насоса устанавливают режим работы пары скважин, при котором электроцентробежный насос работает в постоянном режиме при температуре перекачиваемой пластовой продукции, равной максимально допустимой для электроцентробежного насоса.

Недостатком известного способа является то, что в нагнетательной скважине используют насосно-компрессорные трубы меньшего диаметра на конце горизонтального ствола, а насосно-компрессорные трубы большего диаметра - в начале горизонтального ствола, это приводит к потерям тепла за счет роста гидравлических потерь для насосно-компрессорных труб меньшего диаметра и большей длины. Также отбор продукции насосом в самом прогретом месте вдоль горизонтального ствола приводит к срывам подачи электроцентробежного насоса из-за высокой температуры, вызванной кипением воды на приеме насоса.

Наиболее близким является способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть (патент RU №2663528, МПК Е21В 43/24, 47/07, опубл. 07.08.2018, бюл. № 22), включающий строительство нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, спуск в нагнетательную скважину двух колонн насосно-компрессорных труб - НКТ разного диаметра с размещением концов в различных интервалах горизонтального ствола, размещение в добывающей скважине оптоволоконного кабеля и НКТ с электроцентробежным насосом и датчиками температуры на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе, регулируемую закачку пара в нагнетательную скважину через колонны НКТ различного диаметра, проведение в добывающей скважине термобарических измерений и посредством оптоволоконного кабеля выявление зоны горизонтального ствола добывающей скважины с различной температурой, определение в одной из выявленных зон интервала с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в котором размещают электроцентробежный насос, при этом изменением подачи пара через нагнетательную скважину и работой электроцентробежного насоса устанавливают режим работы пары скважин, причем при температуре жидкости на входе, равной максимально допустимой по условиям работы электроцентробежного насоса, поддерживают постоянный режим его работы, причем в горизонтальном стволе нагнетательной скважины проводят геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, после чего в нагнетательной скважине размещают две колонны НКТ, при этом конец колонны меньшего диаметра - в начале горизонтального ствола, а конец колонны большего диаметра - в зоне с нефтенасыщенностью более 60 %, посредством геофизических исследований в горизонтальном стволе добывающей скважины для установки насоса выявляют переходную зону с температурой между большим и меньшим прогревом, размещают электроцентробежный насос в данной переходной зоне, причем при снижении температуры жидкости ниже максимально допустимой на входе насоса увеличивают закачку пара через нагнетательную скважину, а при повышении температуры на входе насоса снижают закачку пара через нагнетательную скважину и/или переводят насос в периодический режим работы.

Недостатком способа является падение пластового давления на участке продуктивного пласта, эксплуатируемом парой скважин, характерное для залежей высоковязкой нефти с низкой пьезопроводностью пласта, вследствие создания замкнутой системы - гидродинамически ограниченной зоны в пределах паровой камеры, а также значительного уменьшения объемов закачиваемого пара при его конденсации в холодном пласте, при этом сама паровая камера опускается постепенно до добывающей скважины, вызывая перегрев глубинно-насосного оборудования, при этом приходится снижать объемы закачиваемого пара, что дополнительно снижает пластовое давление и дебиты по нефти.

Техническими задачами являются повышение дебита добывающей скважины за счет стабилизации пластового давления на уровне, необходимом и достаточном для поддержания паровой камеры над стволом добывающей скважины, обеспечение стабильности работы пары скважин с постоянным расходом закачки пара через нагнетательную скважину и отбора жидкости через добывающую за счет исключения потерь тепла, а также исключение выхода из строя глубинно-насосного оборудования.

Технические задачи решаются способом эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, включающим строительство на участке горизонтальных нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, спуск в нагнетательную скважину двух колонн насосно-компрессорных труб, размещение в добывающей скважине оптоволоконного кабеля и насосно-компрессорной трубы с насосом и датчиками температуры на входе в электродвигатель насоса и в насосе, регулируемую закачку пара в нагнетательную скважину через колонны насосно-компрессорных труб, проведение в добывающей скважине термобарических измерений и посредством оптоволоконного кабеля выявление зоны горизонтального ствола добывающей скважины с различной температурой, изменением подачи пара через нагнетательную скважину и работой насоса установление режима работы пары скважин, при котором насос работает в постоянном режиме при температуре жидкости на входе, равной максимально допустимой по условиям работы.

Новым является то, что до строительства горизонтальных скважин участок разбуривают сеткой оценочных вертикальных скважин с отбором кернов продуктивных горизонтов, проводят комплексные геофизические исследования скважин, по результатам обобщения полученных материалов и лабораторных исследований керна получают предварительные геометрические и геолого-физические параметры залежи сверхвязкой нефти, уточняют контуры нефтеносности, определяют место размещения пары горизонтальных добывающей и нагнетательной скважин и начальный объем извлекаемых запасов нефти, приходящихся на пару скважин, после установления режима работы пары скважин эксплуатируют пару скважин в течение 2-8 лет, при этом еженедельно определяют объем накопленной добычи нефти и объем остаточных извлекаемых запасов нефти, при объеме остаточных извлекаемых запасов нефти от 25 до 75 % от начального объема извлекаемых запасов нефти, приходящихся на пару скважин, на кусте выделяют соседнюю горизонтальную добывающую скважину с обводненностью более 97 %, в затрубную линию горизонтальной добывающей скважины собирают трубопровод от устья соседней на кусте добывающей скважины, постепенно увеличивают отбор пластовой воды из соседней добывающей скважины с последующим изменением режима работы горизонтальной добывающей скважины, при этом давление закачки пластовой воды из соседней добывающей скважины в затрубное пространстве на устье добывающей скважины не должно превышать предельного давления сохранения целостности покрышки продуктивного пласта, регулировкой режима закачки воды в добывающую скважину исключают процесс парообразования и срывы подачи на приеме насоса, после чего постепенно повышают режим отбора пластовой воды через добывающую скважину для увеличения дебита по нефти.

На фиг. представлен способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, где: 1 - продуктивная залежь, 2 - горизонтальная добывающая скважина, 3 - горизонтальная нагнетательная скважина, 4 - фильтры добывающей и нагнетательной скважин, 5 и 5' - колонны насосно-компрессорных труб нагнетательной скважины, 6 - колонна насосно-компрессорных труб добывающей скважины, 7 - насос, 8 - затрубная линия добывающей скважины, 9 - соседняя на кусте добывающая скважина.

По способу до строительства горизонтальных добывающей 2 и нагнетательной 3 скважин участок разбуривают сеткой оценочных вертикальных скважин (на фиг. не показано) с отбором кернов продуктивных горизонтов. Проводят комплексные геофизические исследования скважин. По результатам обобщения полученных материалов и лабораторных исследований керна получают предварительные геометрические и геолого-физические параметры продуктивной залежи 1 сверхвязкой нефти, уточняют контуры нефтеносности, определяют место размещения пары горизонтальных добывающей 2 и нагнетательной 3 скважин и начальный объем извлекаемых запасов нефти, приходящихся на пару скважин - добывающей 2 и нагнетательной 3.

Осуществляют строительство горизонтальной нагнетательной 3 скважины и горизонтальной добывающей 2 скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной 3 скважине. Спускают в нагнетательную скважину 3 две колонны насосно-компрессорных труб 5 и 5'. В добывающей скважине 2 размещают оптоволоконный кабель (на фиг. не показан) и насосно-компрессорную трубу 6 с насосом 7 и датчиками температуры (на фиг. не показаны) на входе в электродвигатель насоса 7 и в насосе 7. Осуществляют регулируемую закачку пара в нагнетательную скважину 3 через колонны насосно-компрессорных труб 5 и 5'. В добывающей скважине 2 проводят термобарические измерения по определению распределения давления и температуры по стволу и посредством оптоволоконного кабеля выявляют зоны горизонтального ствола добывающей скважины 2 с различной температурой. Устанавливают режим работы добывающей 2 и нагнетательной 3 пары скважин изменением подачи пара через нагнетательную скважину 3 и работой насоса 7, причем при температуре жидкости на входе, равной максимально допустимой по условиям работы, поддерживают постоянный режима работы насоса 7.

Далее после установления режима работы пары скважин осуществляют эксплуатацию добывающей 2 и нагнетательной 3 пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, в течение 2-8 лет. При эксплуатации добывающей 2 и нагнетательной 3 скважин еженедельно определяют объем накопленной добычи нефти, объем остаточных извлекаемых запасов нефти. Обычно в этот период эксплуатации (2-8 лет) происходит падение пластового давления, при этом сама паровая камера (не показана) опускается постепенно до добывающей скважины 2, вызывая перегрев глубинно-насосного оборудования - колонны насосно-компрессорных труб 6 и насоса 7, при этом приходится снижать объемы закачиваемого пара, что дополнительно снижает пластовое давление и дебиты по нефти. Время снижения пластового давления и дебитов по нефти зависит от гидродинамических условий залежи 1, поэтому время эксплуатации в среднем составляет 2-8 лет. При объеме остаточных извлекаемых запасов нефти от 25 до 75 % от начального объема извлекаемых запасов нефти, приходящихся на пару скважин, на кусте выделяют соседнюю горизонтальную добывающую 9 скважину с обводненностью более 97 %. От устья соседней на кусте добывающей 9 скважины в затрубную линию 8 горизонтальной добывающей 2 скважины собирают трубопровод для организации закачки пластовой воды с соседней скважины 9 в затрубное пространство 8 добывающей скважины 2. Постепенно увеличивают отбор пластовой воды из соседней добывающей 9 скважины с последующим изменением режима работы горизонтальной добывающей 2 скважины, при этом давление закачки пластовой воды из соседней добывающей 9 скважины в затрубное пространстве на устье 8 добывающей скважины не должно превышать предельного давления сохранения целостности покрышки продуктивного пласта. Регулировкой режима закачки воды в добывающую 2 скважину исключают процесс парообразования и срывы подачи на приеме погружного насоса 7, после чего постепенно повышают режим отбора пластовой воды через добывающую 2 скважину для увеличения дебита по нефти.

Пример практического применения 1.

Эксплуатировали пару скважин на залежи 1 высоковязкой нефти Ашальчинского месторождения. Вязкость нефти - 27350⋅10-6 м2/с (при 8°С).

На участке продуктивного пласта до строительства горизонтальной добывающей 2 скважины и нагнетательной 3 скважины участок разбурили сеткой оценочных вертикальных скважин (на фиг. не показано) с отбором кернов продуктивных горизонтов, провели комплексные геофизические исследования скважин, по результатам обобщения полученных материалов и лабораторных исследований керна получили предварительные геометрические и геолого-физические параметры залежи 1 сверхвязкой нефти, уточнили контуры нефтеносности, определили место размещения пары горизонтальных добывающей 2 и нагнетательной 3 скважин и начальный объем извлекаемых запасов нефти, равный 62542 т. Пробурили добывающую 2 скважину с горизонтальным стволом длиной 493 м на глубине 139 м долотом диаметром 244,5 мм, забой скважины - на глубине 726 м. Горизонтальный ствол добывающей скважины 2 обсажен колонной с щелями - щелевым фильтром 4 диаметром 168 мм. Нагнетательную 3 скважину с горизонтальным стволом длиной 464 м на глубине 134 м пробурили долотом диаметром 244,5 мм, забой скважины - на глубине 728 м. Горизонтальный ствол нагнетательной 3 скважины обсажен щелевым фильтром 4 диаметром 168 мм. Среднее расстояние по вертикали между скважинами составило h=5 м.

С устья нагнетательной 3 скважины спустили две колонны НКТ 5 и 5'. Конец первой колонны НКТ 5 диаметром 60 мм спустили в эксплуатационную колонну до фильтра 4 на глубину 277 м, конец второй колонны НКТ 5' диаметром 89 мм спустили во вторую половину горизонтального ствола скважины 3 на глубину 601 м. В добывающую 2 скважину спустили одну колонну НКТ 6 диаметром 89 мм с насосом марки ЭЦН5А-160-300 на глубину 342 м и датчиками температуры на входе в электродвигатель насоса 7 и в насосе 7.

Далее осуществили освоение добывающей 2 и нагнетательной 3 скважин регулируемой закачкой пара объемом 3883 т в нагнетательную 3 скважину и 3253 т в добывающую 2 скважину. Провели в добывающей 2 скважине термобарические измерения и посредством оптоволоконного кабеля выявили зоны горизонтального ствола добывающей скважины 2 с различной температурой. Продолжили закачивать пар с расходом 65 т/сут в НКТ 89 мм и 40 т/сут в НКТ 60 мм через нагнетательную скважину 2, а пластовую продукцию из добывающей скважины 2 отобрали электроцентробежным насосом 7 с режимом отбора 110 т/сут, с дебитом по нефти 15 т/сут. Замерили температуру на входе электроцентробежного насоса 7. Допустимая температура на приеме данного электроцентробежного насоса 7 составила 128,6°С. Добиваются постоянного режима работы электроцентробежного насоса 7 с необходимым расходом для поддержания температуры жидкости на приеме электроцентробежного насоса 7 близкой, но не более 128,6°С.

Еженедельно определяли объем накопленной добычи нефти и объем остаточных извлекаемых запасов нефти. Эксплуатировали пару скважин 5 лет. После 5 лет эксплуатации объем накопленной добычи нефти составил 31930 т (51 % от начальных извлекаемых запасов - далее НИЗ), объем остаточных извлекаемых запасов нефти - 47 % от начального, дебит по нефти снизился с 17,5 до 3,5 т/сут, пластовое давление упало с начального 4,4 до 2,1 атм. Выделили на кусте соседнюю добывающую 9 скважину с обводненностью 97 %. Далее в затрубную линию горизонтальной добывающей 2 скважины собрали трубопровод от устья соседней на кусте добывающей 9 скважины, постепенно увеличивали отбор пластовой воды из соседней добывающей 9 скважины с последующим изменением режима работы горизонтальной добывающей 2 скважины. Давление закачки пластовой воды из соседней добывающей 9 скважины в затрубном пространстве на устье 8 добывающей скважины не превышало предельного давления сохранения целостности покрышки продуктивного пласта 1, равного 16,4 атм.

В течение 2,5 месяцев подобной эксплуатации дебит по жидкости добывающей скважины 2 постепенно достиг значения 95 т/сут, дебит по нефти вырос до 12,2 т/сут. Закачу пара по нагнетательной скважине через месяц вернули на уровень 80-90 т/сут.

Пример практического применения 2 осуществили аналогично примеру 1.

Начальный объем извлекаемых запасов нефти составил 67023 т. Эксплуатировали пару скважин 8 лет. После 8 лет эксплуатации объем накопленной добычи нефти составил 50224 т (75 % от НИЗ), объем остаточных извлекаемых запасов нефти - 25 % от начального, дебит по нефти снизился с 17,2 до 1,5 т/сут, пластовое давление упало с 4,4 до 1,9 атм. Выделили на кусте соседнюю добывающую 9 скважину с обводненностью 100 %. Далее в затрубную линию горизонтальной добывающей 2 скважины собрали трубопровод для организации закачки пластовой воды с соседней скважины 9 в затрубное пространство 8 добывающей скважины 2. В течение 3 месяцев подобной эксплуатации дебит по жидкости добывающей скважины 2 постепенно достиг значения 80 т/сут, дебит по нефти вырос до 7,5 т/сут. Закачу пара по нагнетательной скважине через месяц вернули на прежний уровень 75-80 т/сут.

Пример практического применения 3 осуществили аналогично примерам 1и 2.

Начальный объем извлекаемых запасов нефти составил 59862 т. Эксплуатировали пару скважин 2 года. После 2 лет эксплуатации объем накопленной добычи нефти составил 14965 т (25% от НИЗ), объем остаточных извлекаемых запасов нефти 75 % от начального, дебит по нефти снизился с 20,5 до 4 т/сут, пластовое давление упало с 4,4 до 2,2 атм. Выделили на кусте соседнюю добывающую 9 скважину с обводненностью 98,5 %. Далее в затрубную линию горизонтальной добывающей 2 скважины собрали трубопровод для организации закачки пластовой воды с соседней скважины 9 в затрубное пространство 8 добывающей скважины 2. В течение 2 месяцев подобной эксплуатации дебит по жидкости добывающей скважины 2 постепенно достиг значения 120 т/сут, дебит по нефти вырос до 10,5 т/сут. Закачу пара по нагнетательной скважине через месяц вернули на уровень 90 т/сут.

Предлагаемый способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, позволяет повысить дебит добывающей скважины за счет стабилизации пластового давления на уровне, необходимом и достаточном для поддержания паровой камеры над стволом добывающей скважины, обеспечить стабильность работы пары скважин с постоянным расходом закачки пара через нагнетательную скважину и отбора жидкости через добывающую скважину за счет исключения потерь тепла, а также исключить выход из строя глубинно-насосного оборудования.

Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, включающий строительство на участке горизонтальных нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, спуск в нагнетательную скважину двух колонн насосно-компрессорных труб, размещение в добывающей скважине оптоволоконного кабеля и насосно-компрессорной трубы с насосом и датчиками температуры на входе в электродвигатель насоса и в насосе, регулируемую закачку пара в нагнетательную скважину через колонны насосно-компрессорных труб, проведение в добывающей скважине термобарических измерений и посредством оптоволоконного кабеля выявление зоны горизонтального ствола добывающей скважины с различной температурой, изменением подачи пара через нагнетательную скважину и работой насоса установление режима работы пары скважин, при котором насос работает в постоянном режиме при температуре жидкости на входе, равной максимально допустимой по условиям работы, отличающийся тем, что до строительства горизонтальных скважин участок разбуривают сеткой оценочных вертикальных скважин с отбором кернов продуктивных горизонтов, проводят комплексные геофизические исследования скважин, по результатам обобщения полученных материалов и лабораторных исследований керна получают предварительные геометрические и геолого-физические параметры залежи сверхвязкой нефти, уточняют контуры нефтеносности, определяют место размещения пары горизонтальных добывающей и нагнетательной скважин и начальный объем извлекаемых запасов нефти, приходящихся на пару скважин, после установления режима работы пары скважин эксплуатируют пары скважин в течение 2-8 лет, при этом еженедельно определяют объем накопленной добычи нефти и объем остаточных извлекаемых запасов нефти, при объеме остаточных извлекаемых запасов нефти от 25 до 75 % от начального объема извлекаемых запасов нефти, приходящихся на пару скважин, на кусте выделяют соседнюю горизонтальную добывающую скважину с обводненностью более 97 %, в затрубную линию горизонтальной добывающей скважины собирают трубопровод от устья соседней на кусте добывающей скважины, постепенно увеличивают отбор пластовой воды из соседней добывающей скважины с последующим изменением режима работы горизонтальной добывающей скважины, при этом давление закачки пластовой воды из соседней добывающей скважины в затрубное пространстве на устье добывающей скважины не должно превышать предельного давления сохранения целостности покрышки продуктивного пласта, регулировкой режима закачки воды в добывающую скважину исключают процесс парообразования и срывы подачи на приеме насоса, после чего постепенно повышают режим отбора пластовой воды через добывающую скважину для увеличения дебита по нефти.
Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть
Источник поступления информации: Роспатент

Showing 91-100 of 170 items.
16.05.2020
№220.018.1d83

Питатель для засыпки фильтрующего материала в вертикальный фильтр

Питатель для засыпки фильтрующего материала в вертикальный фильтр включает раму, на которой установлен наклонный лоток и конический бункер, диафрагму, установленную с возможностью перекрытия потока фильтрующего материала. Конический бункер установлен над наклонным лотком, изготовлен с углами,...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002720929
Дата охранного документа: 14.05.2020
20.05.2020
№220.018.1de8

Скважинная штанговая насосная установка

Изобретение относится к техническим средствам для подъема жидкости из скважин и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности для добычи нефти. Установка содержит силовой привод с тяговым органом, реверсивный приводной орган, соединенный с силовым приводом с возможностью вращения и...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002721067
Дата охранного документа: 15.05.2020
20.05.2020
№220.018.1e0e

Натяжитель ремней автоматический для станков-качалок

Изобретение относится к области нефтепромыслового оборудования для механизированной добычи нефти и газа штанговыми скважинными насосными установками. Натяжитель ремней автоматический для станков-качалок включает подвижную раму, установленную на основание станка-качалки с возможностью...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002721066
Дата охранного документа: 15.05.2020
20.05.2020
№220.018.1e32

Скважинная штанговая насосная установка

Изобретение относится к техническим средствам для подъема жидкости из скважин и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности для добычи нефти. Установка содержит силовой привод с тяговым органом, реверсивный приводной орган, соединенный с силовым приводом с возможностью вращения и...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002721068
Дата охранного документа: 15.05.2020
21.05.2020
№220.018.1ed3

Устройство механической очистки внутренней полости штангового глубинного насоса

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для использования при ремонте и сборке штангового глубинного насоса. Применимо на участке сборки ШГН для скважин одновременно-раздельной эксплуатации. Устройство механической очистки внутренней полости штангового...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002721319
Дата охранного документа: 18.05.2020
21.05.2020
№220.018.1ee4

Устройство для магнитной дефектоскопии скважинных труб

Использование: для магнитной дефектоскопии скважинных труб. Сущность изобретения заключается в том, что устройство для магнитной дефектоскопии скважинных труб включает скважинный модуль и наземную диагностическую систему. Скважинный модуль содержит намагничивающее устройство, выполненное в виде...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002721311
Дата охранного документа: 18.05.2020
31.05.2020
№220.018.232a

Способ определения ориентации естественной трещиноватости горной породы

Использование: для определения ориентации естественной трещиноватости горной породы. Сущность изобретения заключается в том, что осуществляют спуск в обсаженную скважину измерительного оборудования на глубину ниже исследуемого интервала, подъем оборудования с записью каротажных диаграмм...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002722431
Дата охранного документа: 29.05.2020
03.06.2020
№220.018.23a4

Способ разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными терригенными и трещиноватыми карбонатными нефтяными пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002722488
Дата охранного документа: 01.06.2020
09.06.2020
№220.018.25ad

Устройство для контроля скорости коррозии трубопровода

Изобретение относится к нефтегазодобывающей, нефтегазохимической и химической промышленности, в частности к приборам и устройствам для контроля технического состояния трубопровода. Устройство включает отвод, установленный вертикально и сверху на основном трубопроводе, запорную задвижку,...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002723004
Дата охранного документа: 08.06.2020
25.06.2020
№220.018.2afd

Устройство для очистки плавающего мусора с поверхности водоема

Изобретение относится к охране окружающей среды, в частности к устройствам, предназначенным для специальных целей, а именно для сбора загрязнений с поверхности открытых водоемов при проведении работ по защите природных ресурсов в местах размещения нефтеулавливающих сооружений. Устройство для...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002724556
Дата охранного документа: 23.06.2020
Showing 91-100 of 123 items.
13.06.2019
№219.017.80c1

Способ разработки залежи сверхвязкой нефти

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности способа разработки, уменьшение теплопотерь, увеличение добычи нефти за счет увеличения зоны дренирования пласта с одновременным снижением материальных затрат. Способ разработки залежи...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002691234
Дата охранного документа: 11.06.2019
14.06.2019
№219.017.82d1

Способ ликвидации скважины

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к ликвидации горизонтальных скважин на месторождениях сверхвязкой нефти. Способ включает определение интервалов негерметичности заколонного пространства обсадной колонны геофизическими методами, проведение перфорации...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002691425
Дата охранного документа: 13.06.2019
03.07.2019
№219.017.a440

Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - расширение функциональных возможностей за счет стабильности водоизолирующего состава при высоких температурах не менее 180°С, качественная изоляция водонасыщенных зон, снижение материальных затрат. Способ...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002693055
Дата охранного документа: 01.07.2019
10.07.2019
№219.017.a9f9

Сейсмоэлектрический скважинный погружной прибор

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано преимущественно для повышения эффективности контроля за разработкой мелкозалегающих залежей сверхвязкой нефти или битума методами теплового, химического, механического воздействия на пласт-коллектор. Предложен...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002693862
Дата охранного документа: 05.07.2019
10.07.2019
№219.017.b10a

Способ определения пластового давления в нагнетательных скважинах

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для определения пластового давления в нагнетательных скважинах. Способ определения пластового давления включает закачку рабочего агента в пласт и измерение забойного давления. Зона вскрытия пласта в скважине сверху и снизу...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002441152
Дата охранного документа: 27.01.2012
13.07.2019
№219.017.b378

Способ освоения и разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - ускорение освоения скважин, исключение неравномерности прогрева и прорыва пара в добывающую скважину, увеличение надежности работы, снижение энергетических и материальных затрат. Способ освоения и разработки...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002694317
Дата охранного документа: 11.07.2019
23.07.2019
№219.017.b7a0

Способ лабораторного определения коэффициента извлечения нефти с использованием технологий закачки пара

Изобретение относится к исследованию коэффициента извлечения нефти в лабораторных условиях на основе данных, полученных при анализе образцов керна из месторождения, при использовании процесса парового дренажа. Способ заключается в лабораторном определении коэффициента извлечения нефти при...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002695134
Дата охранного документа: 22.07.2019
23.07.2019
№219.017.b7c7

Способ разработки залежи сверхвязкой нефти

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - снижение теплопотерь за счет уменьшения площади прогрева и строительства скважин с учетом их гидродинамических возможностей, увеличение продуктивности залежи. Способ разработки залежи высоковязкой нефти включает...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002695206
Дата охранного документа: 22.07.2019
25.07.2019
№219.017.b84c

Композиция для подземного облагораживания тяжелой нефти и интенсификации нефтеотдачи при закачке пара

Изобретение относится к области технологических процессов. Описана композиция для подземного облагораживания тяжелой нефти и интенсификации нефтеотдачи при закачке пара c температурой воздействия 100-400 °С, включающая наноразмерный катализатор с размером частиц 60-155 нм на основе смешанного...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002695353
Дата охранного документа: 23.07.2019
25.07.2019
№219.017.b87e

Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение стабильности работы насоса, создание более растянутой по горизонтальному стволу скважин паровой камеры, вовлечение большей зоны пласта, равномерный прогрев пласта. Способ эксплуатации пары скважин,...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002695478
Дата охранного документа: 23.07.2019
+ добавить свой РИД