×
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 21-30 of 170 items.
27.12.2019
№219.017.f34c

Способ утилизации нефтешлама

Изобретение относится нефтегазодобывающей промышленности, а именно к переработке и утилизации нефтесодержащего сырья, формируемого на промыслах. Способ утилизации нефтешлама включает подачу в шламонакопитель 1 через парораспределитель и активные сопла 4 паровых эжекторов пара, в поток которого...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002710174
Дата охранного документа: 24.12.2019
27.12.2019
№219.017.f3d1

Образец для неразрушающего контроля скважинных труб

Изобретение относится нефтегазодобывающей промышленности, в частности к неразрушающим способам контроля скважинных труб. Образец содержит тело из контролируемого материала, содержащего искусственный дефект. Тело изготовлено в виде трубы с искусственными дефектами, выполненными в виде...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002710477
Дата охранного документа: 26.12.2019
16.01.2020
№220.017.f583

Способ поиска нефтесодержащих пластов в коллекторах карбонатного девона

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам поиска нефтяных и газовых месторождений при помощи сейсмической разведки и бурения разведывательных скважин. Способ поиска нефтесодержащих пластов в коллекторах карбонатного девона включает изучение при помощи...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002710883
Дата охранного документа: 14.01.2020
16.01.2020
№220.017.f602

Состав для изоляции водопритока в скважину

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих и нагнетательных скважинах, и предназначено для проведения водоизоляционных работ в скважинах. Состав содержит 45-55 мас.% 15-25%-ного водного раствора полиалюминия хлорида и...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002710862
Дата охранного документа: 14.01.2020
01.02.2020
№220.017.fce6

Скважинный штанговый насос для добычи продукции с газовым фактором

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для добычи нефти при большом содержании газа в откачиваемой жидкости. Насос для добычи продукции с газовым фактором включает цилиндр с размещенным в нем полым плунжером, в нижней части которого установлен...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002712567
Дата охранного документа: 29.01.2020
05.02.2020
№220.017.fe3a

Способ кислотной обработки призабойной зоны кустовой скважины

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к методам повышения нефтеотдачи пласта формированием трещин с использованием кислоты. Способ кислотной обработки призабойной зоны кустовой скважины включает отбор в кусту скважин пары добывающих скважин, расположенных рядом, с...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002713027
Дата охранного документа: 03.02.2020
05.02.2020
№220.017.fe53

Устройство для отвода газа из затрубного пространства нефтяной добывающей скважины

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при стравливании затрубного попутно-добываемого газа из нефтяной скважины. Технический результат - обеспечение возможности отвода газа из затрубного пространства нефтяной скважины при высоких температурах. Устройство...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002713062
Дата охранного документа: 03.02.2020
05.02.2020
№220.017.fe61

Способ механической очистки стенок скважинной колонны

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам механической очистки стенок скважиной колонны скребками. Способ включает спуск и подъем с помощью привода на трубах или на гибкой тяге механического скребка с заточенными ножами в скважину с очисткой необходимого...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002713029
Дата охранного документа: 03.02.2020
05.02.2020
№220.017.fe92

Превентор плашечный для скважин с двухрядной колонной труб

Изобретение относится к оборудованию для герметизации устья нефтяных и газовых скважин при их эксплуатации и ремонте с целью обеспечения безопасности, предупреждения и ликвидации нефтегазоводопроявлений (НГВП), в том числе на скважинах с наклонным устьем двухрядной колонны труб, охраны недр и...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002713032
Дата охранного документа: 03.02.2020
05.02.2020
№220.017.fe9b

Состав для изоляции водопритока в скважину

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих и нагнетательных скважинах, и предназначено для проведения водоизоляционных работ в скважинах. Состав содержит 8,0-15,0 мас. % силиката натрия, 85-92 мас. % пресной воды. При...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002713063
Дата охранного документа: 03.02.2020
Showing 21-30 of 123 items.
10.07.2014
№216.012.dd0f

Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума с водонефтяными зонами

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к термическим способам добычи высоковязкой нефти и/или битума при наличии водонефтяных зон или водонефтяного контакта. Обеспечивает сокращение сроков высокообводненного периода эксплуатации добывающей скважины, снижение...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002522369
Дата охранного документа: 10.07.2014
20.08.2014
№216.012.eb4f

Способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений. Технический результат - повышение эффективности добычи высоковязкой и тяжелой нефти термическим воздействием. Способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием включает бурение в пределах одного пласта...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002526047
Дата охранного документа: 20.08.2014
10.10.2014
№216.012.fdc0

Способ определения заколонной циркуляции

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при определении интервалов скважины с заколонным движением жидкости. Технический результат направлен на повышение достоверности получаемых результатов при определении интервалов заколонного движения жидкости скважин,...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002530806
Дата охранного документа: 10.10.2014
27.11.2014
№216.013.0a96

Устройство для отключения интервала водопритока в открытом стволе многозабойной горизонтальной скважины

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при отключении водопритока в открытый ствол многозабойной горизонтальной скважины. Устройство для отключения интервала водопритока в открытом стволе многозабойной горизонтальной скважины содержит спускаемую в...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002534118
Дата охранного документа: 27.11.2014
10.01.2015
№216.013.178c

Способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений. Технический результат - повышение эффективности разработки залежи. В способе разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти сначала бурят одну вертикальную добывающую скважину. На расстоянии 30 м от нее бурят наблюдательную скважину,...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002537456
Дата охранного документа: 10.01.2015
10.01.2015
№216.013.1bd5

Способ разработки нефтяного месторождения

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и, в частности, к разработке нефтяных месторождений. Технический результат - увеличение нефтеизвлечения путем закачки полимерной системы в пласт через нагнетательные скважины с упрощением технологии и уменьшением затрат. Способ...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002538553
Дата охранного документа: 10.01.2015
20.02.2015
№216.013.2914

Способ разработки неоднородного нефтяного пласта

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритоков в добывающей скважине путем...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002541973
Дата охранного документа: 20.02.2015
10.03.2015
№216.013.305c

Способ разработки месторождений высоковязкой нефти или битума с регулируемым отбором продукции из горизонтальных скважин

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к термическим способам добычи высоковязкой нефти или битума. Способ разработки месторождения нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины включает строительство верхней нагнетательной скважины и нижней добывающей...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002543848
Дата охранного документа: 10.03.2015
10.04.2015
№216.013.3b71

Способ разработки нефтяной залежи (варианты)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяной залежи, и может найти применение при разработке неоднородных по проницаемости нефтяных пластов. Технический результат - увеличение нефтеотдачи пластов и снижение обводненности добывающих скважин,...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002546705
Дата охранного документа: 10.04.2015
10.05.2015
№216.013.4ab5

Способ разработки нефтяной залежи системой горизонтальной и вертикальной скважин с использованием термического воздействия

(57) Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - оптимизация работы горизонтальной скважины, снижение энергетических затрат на ее эксплуатацию, увеличение ширины полезной зоны охвата влияния добывающей горизонтальной скважины, снижение доли газов в составе...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002550632
Дата охранного документа: 10.05.2015
+ добавить свой РИД