×
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 41-50 of 170 items.
17.02.2020
№220.018.0300

Способ проходки неустойчивых пород при бурении бокового ствола с горизонтальным окончанием

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, а именно к способам предотвращения разрушения и обвала стенок скважины при бурении интервалов с неустойчивыми породами. Способ проходки неустойчивых пород при бурении бокового ствола c горизонтальным окончанием, включающий...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002714397
Дата охранного документа: 14.02.2020
20.02.2020
№220.018.03ef

Способ установки расширяемой колонны с резьбовыми соединениями

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам строительства скважин при бурении интервалов с зонами осложнения. Способ включает спуск расширяемой колонны с дорном и развальцевателем в скважину на бурильном инструменте, ориентацию расширяемой колонны на интервал...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002714542
Дата охранного документа: 18.02.2020
23.02.2020
№220.018.04bf

Система поддержания пластового давления

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к системе поддержания пластового давления. Техническим результатом является повышение надежности и упрощение системы. Система включает кустовую насосную станцию с насосом высокого давления с выкидным водоводом, сообщенным...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002714898
Дата охранного документа: 20.02.2020
23.02.2020
№220.018.04f3

Устройство для испытания образцов горной породы на сжатие

Изобретение относится к горному делу и предназначено для определения прочностных показателей горных пород, в частности на сжатие. Устройство содержит корпус, установленные в корпусе соосно нагрузочный плунжер c возможностью перемещения в направляющих корпуса, шарнирный элемент и пуансон,...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002714860
Дата охранного документа: 19.02.2020
23.02.2020
№220.018.055e

Способ очистки скважины от песчаной пробки и гидромониторная насадка для его осуществления

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к очистке и промывке скважины от песчаной пробки. Способ включает спуск в скважину на колонне промывочных труб корпуса с гидромониторным каналом и торцовым режущим инструментом до кровли песчаной пробки, нагнетание в...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002715003
Дата охранного документа: 21.02.2020
23.02.2020
№220.018.05ae

Вертикальный отстойник для водонефтяной смеси

Предложение относится к устройствам для разделения углеводородных эмульсий типа «вода-нефть-газ». Вертикальный отстойник включает цилиндрический вертикальный корпус с датчиками уровней нефти и границы раздела фаз нефть-вода, коаксиально установленную обечайку, патрубок ввода водонефтяной смеси,...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002714645
Дата охранного документа: 18.02.2020
23.02.2020
№220.018.05be

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 и 85-92 мас.% пресной воды....
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002714753
Дата охранного документа: 20.02.2020
27.02.2020
№220.018.0644

Система обустройства месторождения тяжёлой нефти и природного битума

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к системам нефтепромыслового обустройства при разработке месторождений тяжёлой нефти и природного битума. Техническим результатом является повышение эффективности работы системы, а также экологичность, простота процесса и расширение...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002715109
Дата охранного документа: 25.02.2020
27.02.2020
№220.018.064e

Способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием закачки теплоносителя в скважину и устройство для его осуществления

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием закачки теплоносителя в скважину. Способ включает строительство верхней нагнетательной скважины и нижней добывающей скважины с...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002715111
Дата охранного документа: 25.02.2020
27.02.2020
№220.018.0655

Способ гидравлического разрыва пласта

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении гидравлического разрыва продуктивного пласта (ГРП) с использованием расклинивающего наполнителя в скважинах со слабосцементированной призабойной зоной при наличии близлежащих обводнённых...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002715115
Дата охранного документа: 25.02.2020
Showing 41-50 of 123 items.
25.08.2017
№217.015.aa83

Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - снижение энергетических затрат путем сокращения объемов закачки пара в пласт, увеличение дебита в 2-2,5 раза с разрабатываемого участка залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти на поздней стадии разработки,...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002611789
Дата охранного документа: 01.03.2017
25.08.2017
№217.015.af15

Способ разработки нефтяного пласта (варианты)

Предложенное изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к микробиологическим способам разработки нефтяных пластов. Технический результат заявленного изобретения заключается в повышении эффективности микробиологического воздействия на пласт и увеличения охвата пласта,...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002610959
Дата охранного документа: 17.02.2017
25.08.2017
№217.015.af4e

Способ выравнивания профиля приёмистости в нагнетательной скважине

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов и снижения обводненности добывающих скважин на поздней стадии разработки нефтяной залежи. Техническим результатом изобретения является...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002610961
Дата охранного документа: 17.02.2017
25.08.2017
№217.015.b3bd

Эмульгатор инвертных эмульсий

Изобретение относится к эмульгаторам инвертных эмульсий и может быть использовано при получении однородной смеси двух несмешивающихся жидкостей, таких как нефть и вода, применяющихся в нефтедобывающей промышленности для увеличения нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки. Описан...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002613975
Дата охранного документа: 22.03.2017
10.05.2018
№218.016.38d3

Способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - предотвращение снижения забойного давления в добывающих горизонтальных скважинах, снижение затрат тепловой энергии, увеличение темпов отбора извлекаемых запасов, повышение коэффициента извлечения нефти. Способ...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002646904
Дата охранного документа: 12.03.2018
10.05.2018
№218.016.4cd7

Способ термохимической обработки нефтяного пласта (варианты)

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - направленное термохимическое воздействие на нефтенасыщенные пропластки, подключение в разработку ранее не охваченных нефтенасыщенных, низкопроницаемых зон пласта, увеличение охвата пласта тепловым...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002652238
Дата охранного документа: 25.04.2018
09.06.2018
№218.016.5ad3

Способ получения наноразмерного катализатора на основе смешанного оксида железа для интенсификации добычи тяжелого углеводородного сырья и катализатор, полученный этим способом

Способ получения наноразмерного катализатора на основе смешанного оксида железа FeOдля интенсификации добычи тяжелого углеводородного сырья, который ведут при комнатной температуре и атмосферном давлении посредством смешения двух предварительно приготовленных водных растворов. Первый водный...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002655391
Дата охранного документа: 28.05.2018
14.06.2018
№218.016.61ac

Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат – вовлечение в разработку зоны повышенной продуктивности, повышение охвата залежи за счет бурения дополнительных стволов с учетом плотности закачиваемого теплоносителя, увеличение коэффициента извлечения нефти. Способ...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002657307
Дата охранного документа: 13.06.2018
12.07.2018
№218.016.6fd2

Способ обработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта закачкой инвертной эмульсии

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: 0002660967
Дата охранного документа: 11.07.2018
09.08.2018
№218.016.7a31

Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти. Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, включает строительство нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002663528
Дата охранного документа: 07.08.2018
+ добавить свой РИД