20.04.2014
216.012.bbc1

СПОСОБ ГЕРМЕТИЗАЦИИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ

Вид РИД

Изобретение

Юридическая информация Свернуть Развернуть
Краткое описание РИД Свернуть Развернуть
Аннотация: Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны. Способ герметизации эксплуатационной колонны включает спуск в эксплуатационную колонну скважины на посадочном инструменте, выполненном в виде колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), двух пакеров, соединенных между собой трубой, их посадку в эксплуатационной колонне выше и ниже нарушения с последующим извлечением посадочного инструмента. До появления негерметичности в эксплуатационной колонне на нижнем конце посадочного инструмента выполняют радиальные отверстия, а ниже радиальных отверстий в посадочном инструменте устанавливают ограничитель, радиальные отверстия в начальном положении герметично перекрывают полой втулкой, имеющей возможность ограниченного осевого перемещения до упора в ограничитель посадочного инструмента и фиксации в посадочном инструменте, после появления негерметичности на устье скважины собирают следующую компоновку снизу вверх: нижний пакер, труба, верхний пакер, левый переводник, производят спуск компоновки в интервал негерметичности эксплуатационной колонны на посадочном инструменте, далее производят посадку пакеров, после чего проверяют герметичность посадки нижнего пакера, для чего на кабеле спускают геофизический прибор по посадочному инструменту в эксплуатационную колонну скважины в интервал нижнего пакера и производят геофизические исследования, затем извлекают геофизический прибор на кабеле из скважины, на устье скважины в посадочный инструмент устанавливают резиновую пробку с металлическим наконечником снизу, продавливают ее до фиксации металлического наконечника в полой втулке, при этом резиновая пробка герметично отсекает двухпакерную компоновку от посадочного инструмента и открываются радиальные отверстия посадочного инструмента, которые сообщают внутреннее пространство посадочного инструмента и межколонное пространство скважины выше верхнего пакера, после чего снижают уровень жидкости в межколонном пространстве скважины над верхним пакером свабированием по посадочному инструменту и определяют герметичность посадки верхнего пакера, при герметичной посадке обоих пакеров вращают по часовой стрелке посадочный инструмент с устья скважины, отворачивая посадочный инструмент от левого переводника, извлекают посадочный инструмент из эксплуатационной колонны на поверхность, при негерметичной посадке хотя бы одного из пакеров срывают пакеры и извлекают всю компоновку на ревизию, после чего повторяют вышеописанные операции. Предлагаемый способ герметизации эксплуатационной колонны прост в осуществлении, так как весь технологический процесс герметизации эксплуатационной колонны осуществляется за один спуск инструмента. Имеется возможность контроля герметичности посадки как верхнего, так и нижнего пакеров, а также извлечения двухпакерной компоновки на устье скважины в случае негерметичной посадки хотя бы одного из пакеров, что гарантирует высокую успешность работ по герметизации эксплуатационных колонн двухпакерными компоновками. 4 ил.
Основные результаты: Способ герметизации эксплуатационной колонны, включающий спуск в эксплуатационную колонну скважины на посадочном инструменте, выполненном в виде колонны насосно-компрессорных труб-НКТ, двух пакеров, соединенных между собой трубой, их посадку в эксплуатационной колонне выше и ниже нарушения с последующим извлечением посадочного инструмента, отличающийся тем, что до появления негерметичности в эксплуатационной колонне на нижнем конце посадочного инструмента выполняют радиальные отверстия, а ниже радиальных отверстий в посадочном инструменте устанавливают ограничитель, радиальные отверстия в начальном положении герметично перекрывают полой втулкой, имеющей возможность ограниченного осевого перемещения до упора в ограничитель посадочного инструмента и фиксации в нем, после появления негерметичности на устье скважины собирают следующую компоновку снизу вверх: нижний пакер, труба, верхний пакер, левый переводник, производят спуск компоновки в интервал негерметичности эксплуатационной колонны на посадочном инструменте, далее производят посадку пакеров, после чего проверяют герметичность посадки нижнего пакера, для чего на кабеле спускают геофизический прибор по посадочному инструменту в эксплуатационную колонну скважины в интервал нижнего пакера и производят геофизические исследования, затем извлекают геофизический прибор на кабеле из скважины, на устье скважины в посадочный инструмент устанавливают резиновую пробку с металлическим наконечником снизу, продавливают ее до фиксации металлического наконечника в полой втулке, при этом резиновая пробка герметично отсекает двухпакерную компоновку от посадочного инструмента и открываются радиальные отверстия посадочного инструмента, которые сообщают внутреннее пространство посадочного инструмента и межколонное пространство скважины выше верхнего пакера, после чего снижают уровень жидкости в межколонном пространстве скважины над верхним пакером свабированием по посадочному инструменту и определяют герметичность посадки верхнего пакера, при герметичной посадке обоих пакеров вращают по часовой стрелке посадочный инструмент с устья скважины, отворачивая посадочный инструмент от левого переводника, извлекают посадочный инструмент из эксплуатационной колонны на поверхность, при негерметичной посадке хотя бы одного из пакеров срывают пакеры и извлекают всю компоновку на ревизию, после чего повторяют вышеописанные операции.
Реферат Свернуть Развернуть

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны.

Известен способ восстановления герметичности эксплуатационных колонн (патент RU 2116432, МПК E21B 33/13, опубл. в бюл. №21 от 27.07.1998 г.), включающий приготовление и закачку в скважину тампонирующих смесей, в том числе цементного раствора, их продавку за колонну в интервал негерметичности эксплуатационной колонны.

Недостатком данного способа является то, что закачка цементного раствора недостаточно обеспечивает восстановление герметичности эксплуатационной колонны, поэтому при повышенной приемистости интервала негерметичности успешность изоляционных работ не превышает 20%.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ герметизации эксплуатационной колонны и отключения пластов (патент RU №2215122, МПК E21B 33/122, опубл. в бюл. №30 от 27.10.2003 г.), включающий установку с помощью посадочного инструмента двух пакеров: верхнего и нижнего, соединение их между собой трубой, при этом сначала в скважину устанавливают нижний пакер с полированной втулкой ниже герметизируемого интервала, но выше продуктивного пласта, а затем спускают второй пакер с присоединенной к нему трубой, на конце которой установлен плунжер, вставляют плунжер во втулку нижнего пакера и сажают верхний пакер. Также способ герметизации эксплуатационной колонны включает установку с помощью посадочного инструмента двух пакеров: верхнего и нижнего, соединение их между собой трубой, при этом сначала в скважине сажают оба пакера, снабженных втулками, а затем спускают трубу, на концах которой размещены плунжеры, причем нижний пакер устанавливают выше продуктивного пласта.

Недостатками способа являются:

- во-первых, сложность технологического процесса герметизации эксплуатационной колонны, связанная с проведением нескольких спуско-подъемных операций при проведении герметизации эксплуатационной колонны;

- во-вторых, невозможность определения герметичности верхнего и нижнего пакеров после их посадки, что снижает эффективность работ по герметизации эксплуатационной колонны;

- в-третьих, невозможность извлечения двухпакерной компоновки на ревизию без привлечения дополнительных технических средств при негерметичной посадке одного или обоих пакеров.

Техническими задачами предложения являются повышение эффективности реализации способа за счет обеспечения герметичности эксплуатационной колонны с возможностью извлечения двухпакерной компоновки на устье скважины и упрощение технологического процесса осуществления способа за одну спуско-подъемную операцию.

Поставленные технические задачи решаются способом герметизации эксплуатационной колонны, включающим спуск в эксплуатационную колонну скважины на посадочном инструменте, выполненном в виде колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, двух пакеров, соединенных между собой трубой, их посадку в эксплуатационной колонне выше и ниже нарушения с последующим извлечением посадочного инструмента.

Новым является то, что до появления негерметичности в эксплуатационной колонне на нижнем конце посадочного инструмента выполняют радиальные отверстия, а ниже радиальных отверстий в посадочном инструменте устанавливают ограничитель, радиальные отверстия в начальном положении герметично перекрывают полой втулкой, имеющей возможность ограниченного осевого перемещения до упора в ограничитель посадочного инструмента и фиксации в нем, после появления негерметичности на устье скважины собирают следующую компоновку снизу вверх: нижний пакер, труба, верхний пакер, левый переводник, производят спуск компоновки в интервал негерметичности эксплуатационной колонны на посадочном инструменте, далее производят посадку пакеров, после чего проверяют герметичность посадки нижнего пакера, для чего на кабеле спускают геофизический прибор по посадочному инструменту в эксплуатационную колонну скважины в интервал нижнего пакера и производят геофизические исследования, затем извлекают геофизический прибор на кабеле из скважины, на устье скважины в посадочный инструмент устанавливают резиновую пробку с металлическим наконечником снизу, продавливают ее до фиксации металлического наконечника в полой втулке, при этом резиновая пробка герметично отсекает двухпакерную компоновку от посадочного инструмента и открываются радиальные отверстия посадочного инструмента, которые сообщают внутреннее пространство посадочного инструмента и межколонное пространство скважины выше верхнего пакера, после чего снижают уровень жидкости в межколонном пространстве скважины над верхним пакером свабированием по посадочному инструменту и определяют герметичность посадки верхнего пакера, при герметичной посадке обоих пакеров вращают по часовой стрелке посадочный инструмент с устья скважины, отворачивая посадочный инструмент от левого переводника, извлекают посадочный инструмент из эксплуатационной колонны на поверхность, при негерметичной посадке хотя бы одного из пакеров срывают пакеры и извлекают всю компоновку на ревизию, после чего повторяют вышеописанные операции.

На фиг.1-4 схематично и последовательно изображен предлагаемый способ герметизации эксплуатационной колонны.

Способ герметизации эксплуатационной колонны реализуют следующим образом.

До появления негерметичности в эксплуатационной колонне на нижнем конце посадочного инструмента 1 (см. фиг.1), выполненного в виде колонны насосно-компрессорных труб, например, диаметром 73 мм с толщиной стенки 5,5 мм, выполняют радиальные отверстия 2, а ниже радиальных отверстий 2 в посадочном инструменте 1 устанавливают ограничитель 3, например, ограничитель 3 выполняют в виде внутреннего кольцевого сужения посадочного инструмента 1.

Диаметр радиальных отверстий 2 составляет 8-10 мм с расположением в одном ряду от 4 до 12 отверстий. Например, в посадочном инструменте 1 в одном ряду выполняют 8 отверстий диаметром 10 мм.

Радиальные отверстия 2 посадочного инструмента 1 в начальном положении герметично перекрываются полой втулкой 4. В начальном положении полая втулка 4 зафиксирована срезным винтом (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано).

В рабочем положении полая втулка 4 имеет возможность ограниченного осевого перемещения до упора в ограничитель 3 посадочного инструмента 1 и фиксации в посадочном инструменте 1, например, с помощью стопорного кольца (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано).

После появления негерметичности на устье скважины собирают следующую компоновку снизу вверх: нижний пакер 5, труба 6, в качестве которой применяют колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) диаметром, например, 73 мм, длина которой должна превышать протяженность 7 интервала негерметичности 7'…7n по эксплуатационной колонне 8.

Например, протяженность 7 интервала негерметичности 7'…7n по эксплуатационной колонне 8 находится в интервале 1370-1710 м, т.е. составляет 340 м, поэтому длину колонны труб НКТ выбирают больше, чем протяженность интервала негерметичности (340 м), например длиной 360 м. Далее на трубу 6 наворачивают верхний пакер 9.

Затем на верхний пакер 9 наворачивают левый переводник 10. Далее производят спуск компоновки на посадочном инструменте 1 в интервал негерметичности 7'…7n эксплуатационной колонны 8 скважины.

В качестве посадочного инструмента 1 применяют, например, колонну насосно-компрессорных труб 73 мм с толщиной стенки 5,5 мм.

Например, для герметизации нарушений в 146 мм эксплуатационной колонне в нее спускают два пакера: нижний 5 - марки ПРО-ЯМО2 -122, а верхний 9 - марки ПРО-ЯДЖ-O-122, выпускаемые НПФ «Пакер» (г.Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация), соединенные с трубой 6, т.е. колонной насосно-компрессорных труб длиной 360 м и диаметром 89 мм.

После спуска компоновки (см. фиг.1) в скважину размещают пакеры 5 и 9 в интервале негерметичности эксплуатационной колонны 8 (между нарушениями 7'…7n). По индикатору веса (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано), установленному на устье скважины, фиксируют вес всей компоновки, например 150 кН.

Производят посадку нижнего 5 и верхнего 9 пакеров (см. фиг.2) и проверяют герметичность посадки нижнего пакера 5 в эксплуатационной колонне 8.

Для этого спускают геофизический прибор 11 на кабеле 12 по посадочному инструменту 1 в эксплуатационную колонну 8 скважины в интервал нижнего пакера 5 (1720 м). Геофизический прибор 11 позволяет фиксировать (измерять) изменение температуры жидкости в скважине и замерять уровень шума в эксплуатационной колонне 8 в интервале пакера 5. По показаниям геофизического прибора 11 определяют герметичность посадки нижнего пакера 5. Например, с помощью геофизического прибора выполняют термометрию и шумометрию и по изменению температуры и уровню шума судят о герметичности посадки нижнего пакера 5.

Геофизический прибор 11 может быть любой известной конструкции, например комплексный прибор модульного типа марки ГДИ-7 наружным диаметром 42 мм и длиной 3 м производства ООО «Татнефтегеофизика-Универсал» (Республика Татарстан, г.Бугульма), предназначенный для проведения гидродинамических исследований и определения интервала обводнения эксплуатационной колонны 8.

Для того чтобы доставить геофизический прибор 11 в интервал пласта, необходимо соблюдение следующего условия:

D2>D1>d,

где D2 - внутренний диаметр ограничителя 3 посадочного инструмента 1, мм. Например, 56 мм;

D1 - внутренний диаметр полой втулки 4 посадочного инструмента 1, мм. Например, 50 мм;

d - наружный диаметр геофизического прибора, мм. Например, 42 мм. Затем извлекают геофизический прибор 11 на кабеле 12 из скважины.

При негерметичной посадке нижнего пакера 4 его срывают и извлекают всю двухпакерную компоновку на ревизию, после чего операции по спуску, посадке и проверке верхнего пакера на герметичность повторяют.

При герметичной посадке нижнего пакера 4 на устье скважины в посадочный инструмент 1 устанавливают резиновую пробку 13 (см. фиг.3) с металлическим наконечником снизу 14. Наружный диаметр резиновой пробки 13 выбирают равным внутреннему диаметру посадочного инструмента 1. Внутренний диаметр посадочного инструмента 1 равен: 73 мм-(2·5,5 мм)=62 мм.

Наружный диаметр металлического наконечника 14 равен внутреннему диаметру полой втулки 4, равному D1=50 мм.

Под действием избыточного давления жидкости, создаваемого закачкой технологической жидкости, например пресной воды плотностью 1000 кг/м3, насосным агрегатом, например марки ЦА-320, в посадочном инструменте 1, продавливают резиновую пробку 13 вниз до взаимодействия ее с полой втулкой 4, при этом срезной винт (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано) полой втулки 4 (например, при давлении 6 МПа) разрушается, полая втулка 4 перемещается вниз до взаимодействия ее с ограничителем 3 посадочного инструмента 1 и резиновая пробка 13 с металлическим наконечником 14 фиксируется в полой втулке 4. Фиксацию резиновой пробки 13 с металлическим наконечником 14 в полой втулке 4 посадочного инструмента 1 осуществляют любым известным способом, например с помощью разрезных стопорных колец (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано).

В результате резиновая пробка 13 (см. фиг.3) герметично отсекает двухпакерную компоновку от посадочного инструмента 1, при этом сама резиновая пробка 13 и полая втулка 4 остаются неподвижными относительно посадочного инструмента 1. Открываются радиальные отверстия 2 посадочного инструмента 1, которые сообщают внутреннее пространство 15 посадочного инструмента 1 и межколонное пространство 16 скважины выше верхнего пакера 9.

Затем снижают уровень жидкости свабированием в межколонном пространстве 16 скважины над верхним пакером 9 по посадочному инструменту 1 до глубины посадки верхнего пакера 5 (1360 м) и прослеживают восстановление уровня жидкости резистивиметром (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано) после снижения уровня жидкости в межколонном пространстве 16 скважины 4 через 1, 3 и 5 ч. Если через 1, 3 и 5 ч уровень жидкости в скважине не изменился, т.е. движения жидкости нет, то верхний пакер 5 герметичен. Если через 1, 3 и 5 ч уровень жидкости в скважине изменился, например поднялся до уровня 1120 м, следовательно, существует переток жидкости из интервала негерметичности 7'…7n в эксплуатационную колонну 4 и верхний пакер 9 негерметичен. При негерметичной посадке верхнего пакера срывают нижний 4 и верхний 9 пакеры и извлекают всю двухпакерную компоновку на ревизию, после чего операции по спуску, посадке и проверке верхнего пакера на герметичность повторяют.

При герметичной посадке пакеров вращают посадочный инструмент 1 (см. фиг.3) по часовой стрелке (7-8 оборотов) с устья скважины и отворачивают посадочный инструмент 1 от левого переводника 10.

Затем приподнимают посадочный инструмент 1 и убеждаются в отсоединении посадочного инструмента 1 от верхнего пакера 9, о чем свидетельствует потеря веса нижнего пакера 5, трубы 6, верхнего пакера 9 по индикатору веса (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано), установленному на устье скважины, например если вес компоновки составляет 150 кН, то вес компоновки без посадочного инструмента 1 составляет 120 кН, т.е. потеря веса составляет, например 30 кН.

Извлекают посадочный инструмент 1 (см. фиг.3) с левым переводником 6 из эксплуатационной колонны 8 на поверхность. В эксплуатационной колонне 8 скважины остаются: нижний пакер 5, труба 6 и верхний пакер 9 (см. фиг.4). При негерметичной посадке хотя бы одного из пакеров срывают пакеры и извлекают всю компоновку на ревизию, после чего операции по временной блокировке пласта, спуску, посадке и проверке пакеров на герметичность повторяют.

Предлагаемый способ герметизации эксплуатационной колонны прост в осуществлении, так как весь технологический процесс герметизации эксплуатационной колонны осуществляется за один спуск инструмента. Имеется возможность контроля герметичности посадки как верхнего, так и нижнего пакеров, а также извлечения двухпакерной компоновки на устье скважины в случае негерметичной посадки хотя бы одного из пакеров, что гарантирует высокую успешность работ по герметизации эксплуатационных колонн двухпакерными компоновками.

Способ герметизации эксплуатационной колонны, включающий спуск в эксплуатационную колонну скважины на посадочном инструменте, выполненном в виде колонны насосно-компрессорных труб-НКТ, двух пакеров, соединенных между собой трубой, их посадку в эксплуатационной колонне выше и ниже нарушения с последующим извлечением посадочного инструмента, отличающийся тем, что до появления негерметичности в эксплуатационной колонне на нижнем конце посадочного инструмента выполняют радиальные отверстия, а ниже радиальных отверстий в посадочном инструменте устанавливают ограничитель, радиальные отверстия в начальном положении герметично перекрывают полой втулкой, имеющей возможность ограниченного осевого перемещения до упора в ограничитель посадочного инструмента и фиксации в нем, после появления негерметичности на устье скважины собирают следующую компоновку снизу вверх: нижний пакер, труба, верхний пакер, левый переводник, производят спуск компоновки в интервал негерметичности эксплуатационной колонны на посадочном инструменте, далее производят посадку пакеров, после чего проверяют герметичность посадки нижнего пакера, для чего на кабеле спускают геофизический прибор по посадочному инструменту в эксплуатационную колонну скважины в интервал нижнего пакера и производят геофизические исследования, затем извлекают геофизический прибор на кабеле из скважины, на устье скважины в посадочный инструмент устанавливают резиновую пробку с металлическим наконечником снизу, продавливают ее до фиксации металлического наконечника в полой втулке, при этом резиновая пробка герметично отсекает двухпакерную компоновку от посадочного инструмента и открываются радиальные отверстия посадочного инструмента, которые сообщают внутреннее пространство посадочного инструмента и межколонное пространство скважины выше верхнего пакера, после чего снижают уровень жидкости в межколонном пространстве скважины над верхним пакером свабированием по посадочному инструменту и определяют герметичность посадки верхнего пакера, при герметичной посадке обоих пакеров вращают по часовой стрелке посадочный инструмент с устья скважины, отворачивая посадочный инструмент от левого переводника, извлекают посадочный инструмент из эксплуатационной колонны на поверхность, при негерметичной посадке хотя бы одного из пакеров срывают пакеры и извлекают всю компоновку на ревизию, после чего повторяют вышеописанные операции.
СПОСОБ ГЕРМЕТИЗАЦИИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ
СПОСОБ ГЕРМЕТИЗАЦИИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ
СПОСОБ ГЕРМЕТИЗАЦИИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ
СПОСОБ ГЕРМЕТИЗАЦИИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ
Источник поступления информации: Роспатент

Показаны записи 1-10 из 568.
10.01.2013
№216.012.18d9

Установка подготовки тяжелых нефтей (варианты)

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к установкам подготовки тяжелых нефтей на нефтепромыслах. Изобретение касается установки подготовки тяжелых нефтей, включающей ступень сепарации газа и предварительного сброса воды, сырьевой насос, ступень обезвоживания тяжелой нефти...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002471853
Дата охранного документа: 10.01.2013
10.01.2013
№216.012.1942

Струйный аппарат для очистки ствола скважины

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к устройствам для промывки и очистки буровых скважин. Устройство содержит корпус с резьбой для соединения с колонной труб, переводник, полый ствол, соединяющий корпус с переводником и снабженный упорным кольцом и радиальными...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002471958
Дата охранного документа: 10.01.2013
10.01.2013
№216.012.1947

Способ восстановления герметичности обсадных колонн

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам восстановления герметичности обсадных колонн с большой приемистостью в интервале негерметичности. Способ восстановления герметичности обсадных колонн заключается в приготовлении смеси, состоящей из цемента с...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002471963
Дата охранного документа: 10.01.2013
10.01.2013
№216.012.194d

Способ крепления необсаженной части скважины методом диапазонного расширения труб

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к бурению и капитальному ремонту скважин, и предназначено для изоляции зон осложнений установкой расширяемых труб в скважине. Способ крепления необсаженной части скважины методом диапазонного расширения труб, включающий...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002471969
Дата охранного документа: 10.01.2013
10.01.2013
№216.012.194f

Способ разработки неоднородной нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородной нефтяной залежи. Обеспечивает повышение текущих отборов нефти и конечного коэффициента нефтеизвлечения при одновременном уменьшении отбираемой и закачиваемой воды из залежи за счет увеличения...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002471971
Дата охранного документа: 10.01.2013
10.01.2013
№216.012.1950

Способ разработки месторождения сверхвязкой нефти

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой и битумной нефти. Технический результат - повышение эффективности разработки месторождения сверхвязкой нефти за счет повышения точности определения текущего размера паровой камеры...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002471972
Дата охранного документа: 10.01.2013
20.01.2013
№216.012.1cfb

Отклоняющее устройство для забуривания боковых стволов из скважины

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к устройствам, предназначенным для забуривания боковых стволов из ранее пробуренных обсаженных и необсаженных скважин. Содержит отклоняющий клин, гидравлический якорь, режущий инструмент, прикрепленный к верхней части отклоняющего...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002472913
Дата охранного документа: 20.01.2013
20.01.2013
№216.012.1d02

Пробка разделительная цементировочная нижняя

Изобретение относится к нефтегазовой промышенности, а именно к цементировочной пробке, которая может быть использована для очищения внутренней поверхности колонны обсадных труб от глинистой корки и разделения цементного (тампонажного) раствора. Пробка включает металлический разбуриваемый...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002472920
Дата охранного документа: 20.01.2013
20.01.2013
№216.012.1d07

Способ вызова притока пластового флюида из скважины

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при освоении скважин, обеспечивает повышение эффективности освоения скважины. Сущность изобретения: способ включает спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважину, снижение давления на продуктивный...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002472925
Дата охранного документа: 20.01.2013
20.01.2013
№216.012.1d08

Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способу гидравлического разрыва в горизонтальных стволах скважин продуктивных пластов. Задачей изобретения является повышение эффективности проведения гидравлического разрыва пород - ГРП. Сущность изобретения: способ...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002472926
Дата охранного документа: 20.01.2013
Показаны записи 1-10 из 619.
10.01.2013
№216.012.18d9

Установка подготовки тяжелых нефтей (варианты)

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к установкам подготовки тяжелых нефтей на нефтепромыслах. Изобретение касается установки подготовки тяжелых нефтей, включающей ступень сепарации газа и предварительного сброса воды, сырьевой насос, ступень обезвоживания тяжелой нефти...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002471853
Дата охранного документа: 10.01.2013
10.01.2013
№216.012.1942

Струйный аппарат для очистки ствола скважины

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к устройствам для промывки и очистки буровых скважин. Устройство содержит корпус с резьбой для соединения с колонной труб, переводник, полый ствол, соединяющий корпус с переводником и снабженный упорным кольцом и радиальными...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002471958
Дата охранного документа: 10.01.2013
10.01.2013
№216.012.1947

Способ восстановления герметичности обсадных колонн

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам восстановления герметичности обсадных колонн с большой приемистостью в интервале негерметичности. Способ восстановления герметичности обсадных колонн заключается в приготовлении смеси, состоящей из цемента с...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002471963
Дата охранного документа: 10.01.2013
10.01.2013
№216.012.194d

Способ крепления необсаженной части скважины методом диапазонного расширения труб

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к бурению и капитальному ремонту скважин, и предназначено для изоляции зон осложнений установкой расширяемых труб в скважине. Способ крепления необсаженной части скважины методом диапазонного расширения труб, включающий...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002471969
Дата охранного документа: 10.01.2013
10.01.2013
№216.012.194f

Способ разработки неоднородной нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородной нефтяной залежи. Обеспечивает повышение текущих отборов нефти и конечного коэффициента нефтеизвлечения при одновременном уменьшении отбираемой и закачиваемой воды из залежи за счет увеличения...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002471971
Дата охранного документа: 10.01.2013
10.01.2013
№216.012.1950

Способ разработки месторождения сверхвязкой нефти

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой и битумной нефти. Технический результат - повышение эффективности разработки месторождения сверхвязкой нефти за счет повышения точности определения текущего размера паровой камеры...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002471972
Дата охранного документа: 10.01.2013
20.01.2013
№216.012.1cfb

Отклоняющее устройство для забуривания боковых стволов из скважины

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к устройствам, предназначенным для забуривания боковых стволов из ранее пробуренных обсаженных и необсаженных скважин. Содержит отклоняющий клин, гидравлический якорь, режущий инструмент, прикрепленный к верхней части отклоняющего...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002472913
Дата охранного документа: 20.01.2013
20.01.2013
№216.012.1d02

Пробка разделительная цементировочная нижняя

Изобретение относится к нефтегазовой промышенности, а именно к цементировочной пробке, которая может быть использована для очищения внутренней поверхности колонны обсадных труб от глинистой корки и разделения цементного (тампонажного) раствора. Пробка включает металлический разбуриваемый...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002472920
Дата охранного документа: 20.01.2013
20.01.2013
№216.012.1d07

Способ вызова притока пластового флюида из скважины

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при освоении скважин, обеспечивает повышение эффективности освоения скважины. Сущность изобретения: способ включает спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважину, снижение давления на продуктивный...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002472925
Дата охранного документа: 20.01.2013
20.01.2013
№216.012.1d08

Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способу гидравлического разрыва в горизонтальных стволах скважин продуктивных пластов. Задачей изобретения является повышение эффективности проведения гидравлического разрыва пород - ГРП. Сущность изобретения: способ...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002472926
Дата охранного документа: 20.01.2013

Похожие РИД в системе