27.12.2015
216.013.9d90

СПОСОБ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ПРОХОДИМОСТИ ОТКРЫТОГО ГОРИЗОНТАЛЬНОГО СТВОЛА СКВАЖИНЫ

Вид РИД

Изобретение

Юридическая информация Свернуть Развернуть
№ охранного документа
0002571966
Дата охранного документа
27.12.2015
Краткое описание РИД Свернуть Развернуть
Аннотация: Изобретение относится к ремонту горизонтальных скважин и может быть использовано для восстановления проходимости открытого горизонтального ствола скважины после обвала породы. На устье скважины с горизонтальным стволом собирают компоновку низа бурильной колонны, состоящую снизу вверх из долота, правого патрубка, калибратора, обратного клапана, пропускающего снизу вверх, спускают в скважину компоновку низа на конце колонны бурильных труб до начала интервала открытого горизонтального ствола, создают циркуляцию промывочной жидкости обратной промывкой с расходом 8 л/с и одновременным перемещением колонны бурильных труб со скоростью не более 0,2 м/с относительно ствола скважины с выходом промывочной жидкости по колонне бурильных труб на устье скважины. Перед наращиванием каждой бурильной трубы производят промывку в полуторакратном объеме колонны бурильных труб с расхаживанием компоновки на длину бурильной трубы. В процессе обратной промывки обратный клапан открывается, и шлам из ствола скважины перетекает внутрь колонны бурильных труб выше обратного клапана. При прекращении выхода промывочной жидкости по колонне бурильных труб на устье скважины поднимают колонну труб из скважины, при этом обратный клапан закрывается. По мере подъема колонны труб из скважины производят их очистку от шлама в желобную емкость. Повторяют вышеописанные операции, начиная со сборки компоновки низа бурильной колонны и заканчивая очисткой труб бурильной колонны от шлама, необходимое количество раз до достижения заданного забоя скважины. Повышается надежность и эффективность восстановления проходимости ствола скважины. 3 ил.
Основные результаты: Способ восстановления проходимости открытого горизонтального ствола скважины, включающий сборку компоновки низа бурильной колонны, состоящей из долота, спуск в скважину компоновки на конце колонны бурильных труб, вращение колонны бурильных труб и вымывание шлама из горизонтального ствола скважины, восстановление проходимости открытого горизонтального ствола скважины с расхаживанием компоновки до нормального без затяжек и посадок прохождения компоновки по стволу скважины, отличающийся тем, что на устье скважины с открытым горизонтальным стволом собирают компоновку низа бурильной колонны, состоящую снизу вверх из долота, правого патрубка, калибратора, обратного клапана, пропускающего снизу вверх, затем в скважину спускают компоновку низа бурильной колонны на конце колонны бурильных труб до начала интервала открытого горизонтального ствола, создают циркуляцию промывочной жидкости обратной промывкой с расходом 8 л/с и одновременным перемещением колонны бурильных труб со скоростью не более 0,2 м/с относительно открытого горизонтального ствола скважины с выходом промывочной жидкости по колонне бурильных труб на устье скважины, причем перед наращиванием каждой бурильной трубы производят промывку в полуторакратном объеме колонны бурильных труб с расхаживанием компоновки на длину бурильной трубы, при этом в процессе обратной промывки обратный клапан открывается и шлам из горизонтального ствола скважины перетекает внутрь колонны бурильных труб выше обратного клапана, при прекращении выхода промывочной жидкости по колонне бурильных труб на устье скважины поднимают колонну бурильных труб из скважины, при этом обратный клапан закрывается, по мере подъема колонны бурильных труб из скважины производят очистку труб бурильной колонны от шлама в желобную емкость, аналогично повторяют вышеописанные операции, начиная со сборки компоновки низа бурильной колонны и заканчивая очисткой труб бурильной колонны от шлама, необходимое количество раз до достижения заданного забоя скважины.
Реферат Свернуть Развернуть

Изобретение относится к ремонту горизонтальных скважин, в частности может быть использовано для восстановления проходимости открытого горизонтального ствола скважины после обвала породы.

Известен способ промывки буровой скважины (патент RU №1783109, МПК Е21В 21/00, опубл. 23.12.1992), включающий спуск в скважину бурильной колонны с элементом большого диаметра, установленным над долотом, и осуществление промывки скважины. Спуск бурильной колонны производят до подошвы каверны, затем осуществляют подачу жидкости в скважину, проводят промежуточную промывку, создают удар встречных потоков в кольцевом пространстве скважины на уровне расположения каверны периодическими подъемами и спусками бурильной колонны, после чего удаляют шлам из кольцевого пространства скважины промывкой.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, низкая эффективность восстановления проходимости ствола скважины;

- во-вторых, продолжительность и трудоемкость способа, связанные с периодическими подъемами и спусками бурильной колонны;

- в-третьих, требовательность к точности реализации, так как необходимо соблюдать гидравлические условия (расход, давление) для создания удара встречных потоков в кольцевом пространстве скважины.

Также известен способ очистки ствола скважины от породы (Я.М. Расизаде, А.И. Курдачев, А.В. Летицкий, Н.М. Шерстнев. Опыт применения вязкоупругого разделителя для очистки ствола скважины при ее бурении и креплении // РНТС. Бурение. - 1975. - №12. - С. 33), заключающийся в том, что собирают компоновку низа бурильной колонны, состоящую из долота, утяжеленной бурильной трубы (УБТ), расширителя и бурильных труб. Компоновку спускают в скважину, ведут проработку и включают насосы на интенсивную промывку.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, низкая эффективность восстановления проходимости ствола скважины после обвала породы, так как при интенсивной промывке крупные куски (20-50 мм и более) уносятся с забоя и, накапливаясь выше долота, по стволу поступают в зазор между трубами и стенкой скважины, возникают заклинки, затяжки инструмента, заканчивающиеся при обвале породы прихватом и поломкой труб;

- низкая надежность реализации способа, так как при каждом выключении промывки компоновка заклинивается осевшей породой, поднятой интенсивной промывкой выше долота;

- высокая продолжительность реализации способа, так как наличие расширителя в составе компоновки низа бурильной колонны снижает проходку при восстановлении проходимости ствола.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ восстановления проходимости ствола скважины после обвала породы (патент RU №2171352, МПК Е21В 21/00, опубл. 27.07.2001), включающий сборку на устье скважины компоновки низа бурильной колонны, состоящей из долота и УБТ, спуск в скважину компоновки на конце колонны бурильных труб, вращение колонны бурильных труб и вымывание шлама (породы) из горизонтального ствола скважины. Спуск компоновки с промывкой ведут до зоны накопления породы и получения посадки, затем отрывают долото от накопленной породы, сообщают вращение и уменьшают количество закачиваемой промывочной жидкости, долотом с “навеса” разрушают крупные куски породы, при возникновении заклинок долото приподнимают над зоной обвала и повторяют процесс разрушения, после прохождения долотом части или всей зоны обвала, не прекращая вращения, включают промывку на максимально возможный расход и, расхаживая компоновку в пределах пройденной зоны, вымывают разрушенный долотом мелкий шлам из скважины при максимальной промывке, процесс ведут до нормального без затяжек посадок прохождения по стволу компоновки.

Недостатки данного способа:

- во-первых, низкая надежность реализации способа, связанная с тем, что при восстановлении проходимости ствола скважины существует высокая вероятность прихвата колонны бурильных труб с долотом из-за наличия в составе компоновки низа бурильной колонны (КНБК) УБТ, «лежащей» на нижней поверхности открытого горизонтального ствола скважины, ввиду того, что УБТ имеет больший наружный диаметр и меньший внутренний диаметр, в связи с чем в скважине в интервале УБТ уменьшается кольцевое сечение и создается высокое гидравлическое сопротивление с последующим шламообразованием и прихватом, а также существует возможность отклонения («ухода в сторону») долота из восстанавливаемого ствола горизонтальной скважины из-за отсутствия жесткости КНБК;

- во-вторых, низкая эффективность восстановления открытого ствола горизонтальной скважины после обвала породы. Это обусловлено тем, что процесс восстановления проходимости ствола скважины проходкой долотом совмещен с промывкой, что эффективно в вертикальной скважине, но имеет низкую эффективность при восстановлении проходимости открытого ствола горизонтальной скважины, так как обрушенную породу (шлам), находящуюся в открытом горизонтальном стволе скважины, практически невозможно вымыть промывкой (прямой, обратной, комбинированной), что объясняется эффектом Бойкотта, т.е. увеличением скорости осаждения шлама в наклонных участках ствола (при кривизне ствола с величинами зенитных углов от 35 до 55°), при этом происходит наиболее интенсивное скольжение шлама, поднятого в горизонтальной части скважины, который, поднимаясь по наклонной части при указанных углах наклона скважины, постепенно оседает на нижней стенке, либо скважины (при прямой промывке), либо колонны труб (при обратной промывке) и при достижении критической массы опускается обратно, образуя при этом пробку и создавая угрозу прихвата;

- в-третьих, нет возможности контроля восстановления проходимости ствола скважины, т.е. технологической операции по шаблонированию ствола скважины, так как при необходимости спуска в скважину после восстановления проходного сечения дополнительной колонны труб, например, нецементируемого перфорированного хвостовика, необходимо произвести шаблонирование ствола скважины под спускаемый в нее хвостовик.

Технической задачей изобретения является повышение надежности и эффективности восстановления проходимости скважины после обвала породы в открытом горизонтальном стволе скважины с возможностью шаблонирования восстановленного проходного сечения горизонтального ствола скважины.

Поставленная техническая задача решается способом восстановления проходимости открытого горизонтального ствола скважины, включающим сборку компоновки низа бурильной колонны - КНБК, состоящей из долота, спуск в скважину компоновки на конце колонны бурильных труб, вращение колонны бурильных труб и вымывание шлама из горизонтального ствола скважины, восстановление проходимости открытого горизонтального ствола скважины с расхаживанием компоновки до нормального без затяжек и посадок прохождения компоновки по стволу скважины.

Новым является то, что на устье скважины с открытым горизонтальным стволом собирают КНБК, состоящую снизу вверх из долота, правого патрубка, калибратора, обратного клапана, пропускающего снизу вверх, затем в скважину спускают КНБК на конце колонны бурильных труб до начала интервала открытого горизонтального ствола, создают циркуляцию промывочной жидкости обратной промывкой с расходом 8 л/с и одновременным перемещением колонны бурильных труб со скоростью не более 0,2 м/с относительно открытого горизонтального ствола скважины с выходом промывочной жидкости по колонне бурильных труб на устье скважины, причем перед наращиванием каждой бурильной трубы производят промывку в полуторакратном объеме колонны бурильных труб с расхаживанием компоновки на длину бурильной трубы, при этом в процессе обратной промывки обратный клапан открывается и шлам из горизонтального ствола скважины перетекает внутрь колонны бурильных труб выше обратного клапана, при прекращении выхода промывочной жидкости по колонне бурильных труб на устье скважины поднимают колонну бурильных труб из скважины, при этом обратный клапан закрывается, по мере подъема колонны бурильных труб из скважины производят очистку труб бурильной колонны от шлама в желобную емкость, аналогично повторяют вышеописанные операции, начиная со сборки компоновки низа бурильной колонны и заканчивая очисткой труб бурильной колонны от шлама, необходимое количество раз до достижения заданного забоя скважины.

На фиг. 1, 2 и 3 показаны схемы реализации предлагаемого способа.

Предлагаемый способ реализуют следующим образом.

На устье скважины с открытым горизонтальным стволом 1 (см. фиг. 1), например, диаметром 142,9 мм собирают компоновку низа бурильной колонны КНБК 2, состоящую снизу вверх из долота 3, правого патрубка 4, например, длиной 5 м, калибратора 5 и обратного клапана 6, пропускающего снизу вверх.

В качестве долота 3, например, применяют шарошечное долото типоразмера 142,9 М-ГАУ R558 с наружным диаметром 142,9 мм, равным диаметру восстанавливаемого открытого горизонтального ствола 1.

В качестве правого патрубка 4 длиной 5 м применяют правый патрубок бурильной трубы ТБЛВ - 73×9,19.

В качестве калибратора 5, например, применяют калибратор КС - 142,9-Т с наружным диаметром 142,9 мм, равным диаметру восстанавливаемого открытого горизонтального ствола 1. Калибратор спиральный (КС) со вставками из твердого сплава предназначен для калибрования ствола скважины и сохранения его диаметра в средних и твердых породах.

В качестве обратного клапана 6, пропускающего снизу вверх, применяют любую известную конструкцию обратного клапана (например, патент RU №43613, МПК F16K 15/03 «Клапан тарельчатый поворотный» опубл. 27.01.2005 в бюл. №3).

Спускают в скважину компоновку низа бурильной колонны 2 на конце колонны бурильных труб 7 до начала интервала открытого горизонтального ствола 1, например, 1350 м, диаметром 142,9 мм с забоем скважины в интервале 1590 м, т.е. открытый горизонтальный ствол 1 скважины завален шламом в интервале 1350-1590 м.

В качестве колонны бурильных труб 7 применяют бурильную колонну труб марки ТБПН 73×9,19.

Создают циркуляцию промывочной жидкости, например, сточной воды плотностью 1100 кг/м3 обратной промывкой, т.е. подачей в кольцевое пространство с расходом 8 л/с, при этом производят одновременное перемещение колонны бурильных труб со скоростью не более 0,2 м/с относительно открытого горизонтального ствола 1 скважины с выходом промывочной жидкости по колонне бурильных труб 7 на устье скважины.

В процессе обратной промывки обратный клапан 6 открывается, под действием напора промывочной жидкости снизу вверх тарелка 8, сжимая пружину (на фиг. 1 и 2 показана условно), отходит от седла обратного клапана 6 и шлам 9 (см. фиг. 1) из кольцевого пространства открытого горизонтального ствола 1 скважины перетекает внутрь колонны бурильных труб 7 (см. фиг. 2) выше обратного клапана 6.

Перед каждым наращиванием колонны бурильных труб 7 производят промывку открытого горизонтального ствола 1 скважины в полуторакратном объеме колонны бурильных труб 7 с трехкратной проработкой в местах затяжек и посадок с расхаживанием компоновки на длину наращиваемой бурильной трубы, т.е. на длину 10 м.

Например, от начала восстановления открытого горизонтального ствола в интервале 1350 м и до прекращения циркуляции промывочной жидкости на устье скважины по колонне бурильных труб 7, например, в интервале 1420 м, т.е. на протяжении 70 м для наращивания колонны бурильных труб 7 применяют бурильные трубы в количестве 7 штук длиной по 10 м каждая.

Определяют объем внутреннего пространства колонны бурильных труб ТБПН 73×9,19, начиная с длины L=1350 м, по формуле

Подставляя значения в формулу (1), получаем:

V1=1,5·[3,14·(0,073-(0,00919 м·2))2/4]·1350 м = 4,75 м3.

Таким образом, перед каждым наращиванием колонны бурильных труб 7 производят промывку в полуторакратном объеме колонны бурильных труб 7, начиная с объема V1=4,75 м3 (в интервале 1350 м), и далее с каждым наращиванием бурильной колонны труб на 10 м доводят объем промывки в одном цикле до объема V1=5,0 м3 (в интервале 1420 м).

После прекращения выхода промывочной жидкости по колонне бурильных труб 7 на устье скважины, например, при достижении долотом 3, как отмечено выше, интервала 1420 м поднимают колонну бурильных труб 7 из скважины, при этом обратный клапан 6 в колонне бурильных труб 7 закрывается (прекращается действие напора промывочной жидкости на тарелку 8, которая под действием возвратной силы пружины садится на седло обратного клапана 6). По мере подъема колонны бурильных труб 7 из скважины производят очистку труб бурильной колонны от шлама 9 в желобную емкость (на фиг. 1 и 2 не показана).

Таким образом, производят первый цикл восстановления открытого горизонтального ствола скважины в интервале 1350-1420 м при забое 1590 м. Повторяют вышеописанные операции, начиная со сборки КНБК 2 и заканчивая очисткой труб бурильной колонны 7 от шлама 9, необходимое количество раз до достижения заданного забоя скважины в интервале 1590 м.

При втором спуске компоновки низа бурильной колонны 2 на колонне бурильных труб 7 производят восстановление проходимости открытого горизонтального ствола скважины, начиная с интервала 1420 м и до прекращения циркуляции на устье по колонне бурильных труб 7, например, в интервале 1510 м, т.е. на протяжении 90 м, при этом применяют бурильные трубы в количестве 9 штук длиной по 10 м каждая.

Подставляя в формулу (1) числовые значения перед каждым наращиванием колонны бурильных труб 7, производят промывку в полуторакратном объеме колонны бурильных труб 7, начиная с объема V2=5,0 м3 (в интервале 1420 м), и далее с каждым наращиванием бурильной колонны труб на 10 м доводят объем промывки в одном цикле до объема V2=5,3 м3 (в интервале 1510 м). Таким образом производят второй цикл восстановления открытого горизонтального ствола скважины в интервале 1420-1510 м при забое 1590 м. При третьем спуске компоновки низа бурильной колонны 2 на колонне бурильных труб 7 производят восстановление проходимости открытого горизонтального ствола скважины, начиная с интервала 1510 м и до прекращения циркуляции на устье по колонне бурильных труб 7, например, в интервале 1590 м, т.е. на протяжении 80 м, при этом применяют бурильные трубы в количестве 8 штук длиной по 10 м каждая.

Подставляя в формулу (1) числовые значения перед каждым наращиванием колонны бурильных труб 7, производят промывку в полуторакратном объеме колонны бурильных труб 7, начиная с объема V3=5,3 м3 (в интервале 1510 м), и далее с каждым наращиванием бурильной колонны труб на 10 м доводят объем промывки в одном цикле до объема V3=5,56 м3 (в интервале 1590 м). Таким образом производят третий цикл восстановления открытого горизонтального ствола скважины в интервале 1510-1590 м при забое 1590 м. В результате достигается полное восстановление открытого ствола скважины в интервале 1350-1590 м.

Повышается надежность реализации способа. Это связано с тем, что при восстановлении проходимости горизонтального ствола скважины резко снижается вероятность прихвата колонны бурильных труб из-за отсутствия в КНБК 2 УБТ, являющейся источником высокого гидравлического сопротивления, что также позволяет сохранить сечение кольцевого пространства открытого горизонтального ствола скважины, а также за счет размещения в составе КНБК 2 за долотом 3 правого патрубка 4 и калибратора 5, придающих ей жесткость, что полностью исключает возможность отклонения («ухода в сторону») долота из восстанавливаемого горизонтального ствола 1 скважины.

Далее в скважину на конце колонны бурильных труб 7 (см. фиг. 2) спускают сферическую воронку 10, например, диаметром 127 мм с шаблоном 11 до начала интервала (1350 м) открытого горизонтального ствола 1 диаметром 142,9 мм.

В качестве шаблона применяют три трубы наружным диаметром, равным наружному диаметру перфорированного хвостовика (на фиг. 1 и 2 не показан), который необходимо спустить в восстановленный открытый горизонтальный ствол 2 (см. фиг. 3) скважины, например, диаметром 114 мм.

В скважину спускают сферическую воронку 10 с шаблоном 11 до начала интервала 1350 м открытого горизонтального ствола, затем производят прямую промывку с расходом 12 л/с одновременным перемещением колонны бурильных труб со скоростью не более 0,5 м/с относительно открытого горизонтального ствола скважины по всей ее длине (от 1350 м до 1500 м).

Перед наращиванием каждой бурильной трубы производят промывку скважины в объеме колонны бурильных труб с расхаживанием компоновки на длину бурильной трубы (10 м).

Определяют объем внутреннего пространства колонны бурильных труб ТБПН 73×9,19, начиная с длины L=1350 м, по формуле

Подставляя в формулу (2), получаем

V1=[3,14·(0,073-(0,00919 м·2))2/4]·1350 м = 3,17 м3.

Перед каждым наращиванием колонны бурильных труб 6 производят промывку в полуторакратном объеме колонны бурильных труб 6, начиная с объема V4=3,17 м3 (в интервале 1350 м), и далее с каждым наращиванием бурильной колонны труб на 10 м доводят объем промывки в одном цикле до объема V4=3,7 м3 (в интервале 1590 м).

Не допускается посадка колонны бурильных труб 7 в скважине более 5 т от собственного веса, например, при собственном весе колонны бурильных труб 7, например, равном 20 т, не допускается разгрузка колонны бурильных труб 7 менее 15 т, при этом контроль ведут по индикатору веса, установленному на устье скважины.

По окончании промывки открытого горизонтального ствола 2 скважины извлекают колонну бурильных труб 7 со сферической воронкой 10 и шаблоном 11 из скважины.

Предлагаемый способ имеет высокую эффективность восстановления открытого горизонтального ствола скважины после обвала породы, так как процесс восстановления проходимости горизонтального ствола скважины разделен на два этапа:

1) проходка (проработка) открытого горизонтального ствола скважины долотом с обратным клапаном, она позволяет восстановить проходимость открытого горизонтального ствола скважины в тех случаях, когда обычной промывкой (прямой, обратной, комбинированной) извлечь шлам из открытого горизонтального ствола скважин невозможно. Это достигается за один или несколько этапов (в зависимости от глубины забоя и твердости шлама в открытом горизонтальном стволе скважины), при этом за счет обратной промывки шлам из горизонтального ствола скважины перетекает в колонну бурильных труб, поднимают колонну бурильных труб со шламом из скважины и сливают шлам из колонны бурильных труб в желобную емкость;

2) промывка открытого горизонтального ствола скважины после восстановления его проходимости с совмещением технологической операции по шаблонированию, при этом осуществляется прямая промывка путем подачи промывочной жидкости в колонну бурильных труб с выносом частиц шлама по кольцевому пространству.

Предлагаемый способ позволяет проконтролировать восстановление проходимости открытого горизонтального ствола скважины путем проведения шаблонирования открытого горизонтального ствола скважины, а при необходимости после восстановления проходного сечения открытого горизонтального ствола скважины произвести спуск в открытый горизонтальный ствол скважины дополнительной колонны труб, например, нецементируемого перфорированного хвостовика.

Предлагаемый способ позволяет повысить надежность и эффективность реализации способа при восстановлении проходимости скважины после обвала породы в открытом горизонтальном стволе скважины и имеет возможность шаблонирования восстановленного проходного сечения горизонтального ствола скважины.

Способ восстановления проходимости открытого горизонтального ствола скважины, включающий сборку компоновки низа бурильной колонны, состоящей из долота, спуск в скважину компоновки на конце колонны бурильных труб, вращение колонны бурильных труб и вымывание шлама из горизонтального ствола скважины, восстановление проходимости открытого горизонтального ствола скважины с расхаживанием компоновки до нормального без затяжек и посадок прохождения компоновки по стволу скважины, отличающийся тем, что на устье скважины с открытым горизонтальным стволом собирают компоновку низа бурильной колонны, состоящую снизу вверх из долота, правого патрубка, калибратора, обратного клапана, пропускающего снизу вверх, затем в скважину спускают компоновку низа бурильной колонны на конце колонны бурильных труб до начала интервала открытого горизонтального ствола, создают циркуляцию промывочной жидкости обратной промывкой с расходом 8 л/с и одновременным перемещением колонны бурильных труб со скоростью не более 0,2 м/с относительно открытого горизонтального ствола скважины с выходом промывочной жидкости по колонне бурильных труб на устье скважины, причем перед наращиванием каждой бурильной трубы производят промывку в полуторакратном объеме колонны бурильных труб с расхаживанием компоновки на длину бурильной трубы, при этом в процессе обратной промывки обратный клапан открывается и шлам из горизонтального ствола скважины перетекает внутрь колонны бурильных труб выше обратного клапана, при прекращении выхода промывочной жидкости по колонне бурильных труб на устье скважины поднимают колонну бурильных труб из скважины, при этом обратный клапан закрывается, по мере подъема колонны бурильных труб из скважины производят очистку труб бурильной колонны от шлама в желобную емкость, аналогично повторяют вышеописанные операции, начиная со сборки компоновки низа бурильной колонны и заканчивая очисткой труб бурильной колонны от шлама, необходимое количество раз до достижения заданного забоя скважины.
СПОСОБ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ПРОХОДИМОСТИ ОТКРЫТОГО ГОРИЗОНТАЛЬНОГО СТВОЛА СКВАЖИНЫ
СПОСОБ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ПРОХОДИМОСТИ ОТКРЫТОГО ГОРИЗОНТАЛЬНОГО СТВОЛА СКВАЖИНЫ
СПОСОБ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ПРОХОДИМОСТИ ОТКРЫТОГО ГОРИЗОНТАЛЬНОГО СТВОЛА СКВАЖИНЫ
Источник поступления информации: Роспатент

Показаны записи 1-10 из 553.
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
27.01.2013
№216.012.204b

Устройство для забуривания боковых стволов из скважины

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к устройствам, предназначенным для забуривания боковых стволов из ранее пробуренных скважин. Включает отклоняющий клин с гидравлическим якорем, между которыми размещен переводник, режущий инструмент, прикрепленный к верхней части...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002473768
Дата охранного документа: 27.01.2013
Показаны записи 1-10 из 601.
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
27.01.2013
№216.012.204b

Устройство для забуривания боковых стволов из скважины

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к устройствам, предназначенным для забуривания боковых стволов из ранее пробуренных скважин. Включает отклоняющий клин с гидравлическим якорем, между которыми размещен переводник, режущий инструмент, прикрепленный к верхней части...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002473768
Дата охранного документа: 27.01.2013

Похожие РИД в системе

+ добавить свой РИД