×
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 71-80 of 170 items.
26.04.2020
№220.018.1a46

Эмульгатор инвертной эмульсии для увеличения нефтеотдачи пластов

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к эмульгаторам инвертных эмульсий для увеличения нефтеотдачи пластов. Эмульгатор инвертной эмульсии для увеличения нефтеотдачи пластов, включающий маслорастворимое поверхностно-активное вещество - ПАВ Неонол АФ-6, олеиновую...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002720113
Дата охранного документа: 24.04.2020
14.05.2020
№220.018.1bfc

Расширитель для одновременного бурения и расширения скважин

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устройствам для увеличения диаметра скважины в заданном интервале. Расширитель для одновременного бурения и расширения скважин содержит корпус, оснащенный верхним и нижним ограничителями и размещенным в нем штоком с...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002720628
Дата охранного документа: 12.05.2020
14.05.2020
№220.018.1c73

Способ эксплуатации нефтяного пласта

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам исследования скважин и интенсификации добычи нефти при заводнении продуктивного пласта. Техническим результатом является повышение коэффициента извлечения нефти пласта за счет учета в прогнозировании данных...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002720718
Дата охранного документа: 13.05.2020
14.05.2020
№220.018.1c7f

Установка для одновременно раздельной эксплуатации двух пластов скважины

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при одновременно раздельной эксплуатации двух пластов скважины. Установка для одновременно раздельной эксплуатации двух пластов скважины включает устьевой привод, длинную колонну лифтовых труб, основной штанговый...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002720716
Дата охранного документа: 13.05.2020
14.05.2020
№220.018.1c81

Дозатор реагента на канатной подвеске

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к устройствам для внутрискважинной химической обработки нефти. Техническим результатом является создание конструкции дозатора реагента на канатной подвеске, позволяющего производить нагнетание реагента в случаях провисания...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002720724
Дата охранного документа: 13.05.2020
14.05.2020
№220.018.1c82

Способ определения герметичности скважинного оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для определения герметичности при одновременно-раздельной эксплуатации добывающих скважин. Способ включает установку пакера между продуктивными пластами при помощи технологических труб, которые после установки...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002720727
Дата охранного документа: 13.05.2020
14.05.2020
№220.018.1c8a

Способ обратного цементирования обсадной колонны

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способу цементирования обсадной колонны в стволе скважины с обратной циркуляцией тампонажного раствора. Технический результат - расширение технологических возможностей и повышение эффективности и надежности способа за счет...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002720720
Дата охранного документа: 13.05.2020
14.05.2020
№220.018.1c92

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

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки залежи, исключение прорыва попутно-добываемой воды к забою скважин, сохранение структуры пласта, выравнивание фронта вытеснения нефти и увеличение добычи нефти. В способе...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002720723
Дата охранного документа: 13.05.2020
14.05.2020
№220.018.1c96

Способ установки пакера внутри обсадной колонны скважины

Изобретение относится к способу установки пакера внутри обсадной колонны. Техническим результатом является возможность установки пакера с минимальным количеством операций в сложно структурированных скважинах. Способ установки пакера внутри обсадной колонны скважины включает спуск в обсадную...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002720722
Дата охранного документа: 13.05.2020
14.05.2020
№220.018.1c9e

Способ свабирования скважин с низким пластовым давлением и устройство для его осуществления

Группа изобретений относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть использована при освоении скважин после бурения и в процессе эксплуатации. Технический результат - расширение функциональных возможностей изобретений за счет возможности использования в скважинах с низким...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002720726
Дата охранного документа: 13.05.2020
Showing 71-80 of 123 items.
29.03.2019
№219.016.f726

Способ разработки неоднородного нефтяного пласта

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может использоваться при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритоков в добывающей скважине. Способ...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002431741
Дата охранного документа: 20.10.2011
30.03.2019
№219.016.f9dc

Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности технологии парогравитационного дренирования в залежи с наклоном кровли продуктивного пласта, исключение прорыва теплоносителя в добывающую скважину, повышение охвата паротепловым...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002683458
Дата охранного документа: 28.03.2019
08.04.2019
№219.016.febb

Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – исключение непроизводительной эксплуатации и нагрева водонасыщенных зон пласта, создание локальной гидродинамической связи между скважинами и расширение ее вдоль горизонтальных стволов парных скважин, увеличение...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002684262
Дата охранного документа: 04.04.2019
10.04.2019
№219.017.09fc

Способ разработки залежи высоковязкой нефти (варианты)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки залежей высоковязких нефтей. В способе разработки залежи высоковязкой нефти, включающем закачку через нагнетательную скважину вытесняющего агента, отбор продукции через добывающие скважины, определение...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002461702
Дата охранного документа: 20.09.2012
12.04.2019
№219.017.0bad

Способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений. Технический результат - снижение затрат на прогрев продуктивного пласта за счет исключения прорыва теплоносителя к забою добывающих скважин, что в совокупности приводит к экономии энергетических ресурсов и увеличению коэффициента...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002684627
Дата охранного документа: 10.04.2019
29.04.2019
№219.017.4431

Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности парогравитационного воздействия и нефтеотдачи пласта. В способе разработки залежей сверхвязких нефтей, включающем закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, совместную...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002470149
Дата охранного документа: 20.12.2012
29.04.2019
№219.017.455a

Способ обработки фильтрационной зоны горизонтальной скважины с аномально низким пластовым давлением

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности -освоению горизонтальных скважин после бурения и дальнейшей добычи из них сверхвязкой нефти термическими методами. Обеспечивает повышение эффективности обработки фильтрационной части ствола горизонтальной скважины за счет высокого выноса...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002435952
Дата охранного документа: 10.12.2011
02.05.2019
№219.017.48c5

Способ разработки залежи сверхвязкой нефти и/или битума в уплотненных и заглинизированных коллекторах (варианты)

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности. Технический результат - увеличение охвата обрабатываемого пласта тепловым воздействием, сокращение сроков прогрева обрабатываемого пласта, снижение энергетических затрат на реализацию способа, увеличение коэффициента нефтеизвлечения....
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002686768
Дата охранного документа: 30.04.2019
24.05.2019
№219.017.5f05

Способ разработки месторождения сверхвязкой нефти методом парогравитационного дренирования совместно с растворителем

Изобретение относится к способам разработки месторождения сверхвязкой нефти. Технический результат - повышение эффективности извлечения сверхвязкой нефти методом парогравитационного дренирования совместно с растворителем, сокращение материальных затрат при совместной закачке пара и...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002688713
Дата охранного документа: 22.05.2019
24.05.2019
№219.017.60a3

Способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием закачки теплоносителя в скважину

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности работы паровой камеры за счет равномерной выработки запасов тяжелой нефти или битума путем прогрева на начальном этапе в большей степени начальной зоны прогрева продуктивного пласта, исключение...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002469185
Дата охранного документа: 10.12.2012
+ добавить свой РИД