×
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 31-40 of 170 items.
05.02.2020
№220.017.fea5

Термический способ очистки добывающей скважины и скважинного оборудования от плавких отложений

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к термическим способам очистки скважины и скважинных устройств от плавких отложений. Способ включает использование для нагрева колонны труб с обратными клапанами, нагнетание теплоносителя в виде пара в скважину и вызывание...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002713060
Дата охранного документа: 03.02.2020
06.02.2020
№220.017.ff5c

Способ изоляции заколонных перетоков в скважине

Изобретение относится к способу изоляции заколонных перетоков в скважине. Техническим результатом является снижение трудоемкости. Способ изоляции заколонных перетоков в скважине включает разбуривание месторождения скважинами, пересекающими пласт, состоящий из водонасыщенных и нефтенасыщенной...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002713279
Дата охранного документа: 04.02.2020
06.02.2020
№220.017.ff85

Устройство для углубления забоя скважины

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при углублении забоя скважины в процессе её эксплуатации с возможностью отбора керна. Устройство включает полый корпус, плунжер, размещённый внутри полого корпуса, пружину, кольцевой буртик и клапан. Плунжер сверху...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002713284
Дата охранного документа: 04.02.2020
06.02.2020
№220.017.ff9d

Устройство для извлечения клина-отклонителя из скважины

Изобретение относится к области бурения и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин и может быть использованопри строительстве многозабойных скважин и переводе существующих скважин в разряд многоствольных. Устройство включает ствол c ловильным крюком под ответную выборку клина-отклонителя...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002713276
Дата охранного документа: 04.02.2020
06.02.2020
№220.017.ffa6

Способ эксплуатации добывающей скважины

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтедобывающей скважины. Технический результат – повышение эффективности способа за счет его упрощения. Способ включает спуск и герметичную посадку в эксплуатационной колонне выше продуктивного пласта...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002713287
Дата охранного документа: 04.02.2020
06.02.2020
№220.017.ffa9

Способ измерения длины колонны труб при спускоподъёмных операциях

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для определения длины колонны труб оптическими методами. Технической задачей предлагаемого изобретение является создание способа измерения длины труб при спускоподъёмных операциях, упрощающего использование за...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002713280
Дата охранного документа: 04.02.2020
06.02.2020
№220.017.ffbe

Устройство для магнитной дефектоскопии насосных штанг

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к дефектоскопии штанг при помощи магнитных исследований во время спускоподъемных операций. Техническим результатом является создание конструкции устройства для магнитной дефектоскопии насосных штанг при их спуске или подъеме...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002713282
Дата охранного документа: 04.02.2020
06.02.2020
№220.018.000b

Способ исследования высоты и направления трещины разрыва пласта

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для определения азимутального направления и высоты трещины после проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП) в породах со слабосцементированной призабойной зоной пласта. Техническим результатом является...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002713285
Дата охранного документа: 04.02.2020
06.02.2020
№220.018.0010

Башмак-клапан для установки расширяемой системы в скважине

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к области бурения скважин, в частности к устройствам для установки расширяемых систем при изоляции зон осложнений при бурении. Устройство включает корпус с центральным проходным каналом, выполненным с внешней резьбой с...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002713281
Дата охранного документа: 04.02.2020
13.02.2020
№220.018.0271

Обратный клапан

Изобретение относится к арматуростроению и предназначено для предотвращения обратного потока рабочей среды. Обратный клапан включает корпус с уплотнительными участками, поворотный запорный орган и седло. Запорный орган представляет собой круглый эластичный диск, состоящий из периферийного и...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002713933
Дата охранного документа: 11.02.2020
Showing 31-40 of 123 items.
20.08.2015
№216.013.6f32

Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом пароциклического воздействия на пласт

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке месторождений высоковязкой нефти с использованием термических способов добычи. Технический результат - сохранение целостности цементного кольца за обсадной колонной скважины, сокращение периода...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002560036
Дата охранного документа: 20.08.2015
20.10.2015
№216.013.84da

Способ разработки нефтяной залежи горизонтальной и вертикальной скважинами с использованием внутрипластового горения

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке месторождений нефти и/или битума с использованием внутрипластового горения. Технический результат - оптимизация состава добываемой продукции за счёт снижения в нём доли газов горения. Способ включает...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002565613
Дата охранного документа: 20.10.2015
27.10.2015
№216.013.887c

Способ обработки призабойной зоны пласта с высоковязкой нефтью горюче-окислительным составом

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для обработки пласта с высоковязкой нефтью нагретым газом, образующимся при сгорании жидкого горюче-окислительного состава (ГОС). Способ включает спуск в скважину колонны НКТ, закачку в колонну НКТ ГОС, спуск...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002566543
Дата охранного документа: 27.10.2015
27.10.2015
№216.013.887d

Способ обработки пласта горюче-окислительным составом

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для обработки пласта с высоковязкой нефтью нагретым газом, образующимся при сгорании жидкого горюче-окислительного состава (ГОС). Способ включает спуск в скважину колонны НКТ, закачку в колонну НКТ ГОСа, спуск...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002566544
Дата охранного документа: 27.10.2015
27.12.2016
№216.013.9d8d

Способ обработки пласта с высоковязкой нефтью горюче-окислительным составом

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для обработки пласта с высоковязкой нефтью нагретым газом, образующимся при сгорании жидкого горюче-окислительного состава (ГОС). Способ включает спуск в скважину НКТ, закачку в колонну НКТ ГОС, спуск источника...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002571963
Дата охранного документа: 27.12.2015
13.01.2017
№217.015.6da3

Способ разработки залежи высоковязкой нефти и битума

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для разработки залежи высоковязкой нефти и битума путем нагревания. Технический результат - повышение эффективности прогревания залежи, увеличение охвата залежи прогреванием, повышение объемов отбора нефти и битума,...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002597303
Дата охранного документа: 10.09.2016
13.01.2017
№217.015.72e1

Способ разработки нефтяного пласта (варианты)

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяного пласта. В способе разработки нефтяного пласта, включающем последовательную закачку в пласт через нагнетательную скважину оторочек водного раствора щелочи с НПАВ и водного раствора полимера с...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002598095
Дата охранного документа: 20.09.2016
13.01.2017
№217.015.7b3b

Способ доразработки нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при доразработке нефтяной залежи преимущественно с повышенной и высокой вязкостью нефти. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи. По способу осуществляют бурение проектного числа нагнетательных и добывающих...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002600255
Дата охранного документа: 20.10.2016
13.01.2017
№217.015.816c

Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности воздействия на пласт путем значительного снижения скорости реакции кислотного состава с породой пласта, увеличение охвата пласта обработкой, увеличение текущей нефтеотдачи пласта, исключение...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002601887
Дата охранного документа: 10.11.2016
25.08.2017
№217.015.a659

Способ разработки неоднородного нефтяного пласта

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к изменению фильтрационных характеристик неоднородных пластов, увеличению нефтеотдачи пластов и снижению обводненности добывающих скважин с получением максимального эффекта на поздней стадии разработки нефтяной залежи....
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002608137
Дата охранного документа: 16.01.2017
+ добавить свой РИД