×
09.06.2019
219.017.7982

ПАКЕР

Вид РИД

Изобретение

Юридическая информация Свернуть Развернуть
Краткое описание РИД Свернуть Развернуть
Аннотация: Изобретение относится к устройствам для разобщения внутреннего пространства в процессе эксплуатации и ремонта эксплуатационной колонны скважины. Обеспечивает надежную конструкцию верхнего фиксирующего узла, возможность расхаживания пакера в процессе спуска при прихватах, а также надежную и герметичную посадку пакера при небольших усилиях. Пакер включает полый ствол, уплотнительный элемент, конус, верхний упор, полый патрубок, обойму, шлипсы, направляющий штифт, фиксатор положения уплотнительного элемента, пружинное стопорное кольцо во внутренней кольцевой канавке конуса, подпружиненный опорный конус, разрезной конус, верхние плашки, дополнительный патрубок с конусными поверхностями. На наружной поверхности ствола выполнен замкнутый фигурный паз в виде продольных короткого и длинного участков, соединенных фигурным участком. При перемещении в пазе направляющего штифта вниз - вверх на величину, превышающую длину от верхней кромки фигурного паза до низа длинного продольного участка, обойма остается в транспортном положении, если меньше - переходит в рабочее. Фиксатор положения уплотнительного элемента выполнен в виде гильзы с наружными проточками для взаимодействия с пружинным кольцом. Верхние плашки соединены пластинами с опорным кольцом. В упоре выполнена выборка с дополнительным пружинным кольцом, на дополнительном патрубке распложена гильза с наружными проточками. Полый патрубок сверху может быть оснащен заглушкой. Верхний упор может быть выполнен сборным, состоящим из нижней - связанной с уплотнительным элементом, и верхней - связанной с разрезным конусом, частей и переводника. 2 з.п. ф-лы, 4 ил.
Реферат Свернуть Развернуть

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к устройствам для разобщения внутреннего пространства эксплуатационных колонн в процессе эксплуатации и ремонта скважины.

Известен пакер для нагнетательных скважин» (патент на ПМ №60604, Е21В 33/12, опубл. бюл. №03 от 27.01.2007), включающий ствол, основной конус, упор, уплотнительный элемент, фиксатор положения уплотнительного элемента, шлипсы, съемный узел, отличающийся тем, что съемный узел выполнен в виде патрубка и навернутого на его верхний конец переводника, причем патрубок телескопически герметично вставлен в основной конус, который снизу жестко соединен с верхним концом ствола, выполненного проходным, при этом на наружной поверхности ствола выполнен замкнутый фигурный паз в виде продольных короткого и длинного участков, соединенных между собой фигурным участком, а шлипсы подпружинены внутрь и размещены в обойме с направляющим штифтом, причем обойма установлена на стволе напротив фигурного паза, при этом направляющий штифт размещен в фигурном пазе и обойма имеет возможность перемещения по траектории замкнутого фигурного паза, причем на патрубке выполнена конусная поверхность, сужающаяся сверху вниз, при этом уплотнительный элемент размещен на патрубке и взаимодействует сверху с упором, размещенным на патрубке, причем упор зафиксирован относительно патрубка срезным элементом в транспортном положении, при этом фиксатор положения уплотнительного элемента выполнен в виде расположенных на патрубке разрезного конуса, сужающегося снизу вверх, и плашек, причем разрезной конус размещен под конусной поверхностью патрубка и подпружинен радиально внутрь опорным конусом, установленным снизу во внутренней цилиндрической выборке, выполненной в верхней части упора, а плашки расположены напротив конусной поверхности патрубка и подпружинены вниз опорным кольцом, которое жестко закреплено в верхней части патрубка, при этом разрезной конус и плашки имеют возможность взаимодействия между собой при осевом перемещении патрубка вниз с радиальным перемещением плашек наружу в рабочем положении, причем патрубок и упор снабжены гидравлически сообщающимися между собой дроссельными отверстиями.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является пакер для нагнетательных скважин (патент на ПМ №60605, Е21В 33/12, опубл. бюл. №03 от 27.01.2007), включающий ствол, основной конус, упор, уплотнительный элемент, фиксатор положения уплотнительного элемента, шлипсы, съемный узел, отличающийся тем, что съемный узел выполнен в виде патрубка и навернутого на его верхний конец переводника, причем патрубок телескопически герметично вставлен в основной конус, который снизу жестко соединен с верхним концом ствола, выполненного проходным, при этом на наружной поверхности ствола выполнен замкнутый фигурный паз в виде продольных короткого и длинного участков, соединенных между собой фигурным участком, причем шлипсы подпружинены внутрь и размещены в обойме с направляющим штифтом, причем обойма установлена на стволе напротив фигурного паза, при этом направляющий штифт размещен в фигурном пазе, а обойма имеет возможность перемещения по траектории замкнутого фигурного паза, причем на патрубке выполнена конусная поверхность, сужающаяся сверху вниз, при этом уплотнительный элемент размещен на патрубке и взаимодействует сверху с упором, размещенным на патрубке, и соединенным с ним пружинным стопорным кольцом, установленным во внутренней кольцевой канавке упора и фиксирующим патрубок относительно упора в транспортном положении, при этом пружинное стопорное кольцо имеет возможность радиального расширения наружу во внутренней кольцевой канавке упора при осевом перемещении патрубка вниз, причем фиксатор положения уплотнительного элемента выполнен в виде расположенных на патрубке разрезного конуса, сужающегося снизу вверх, и плашек, при этом разрезной конус размещен под конусной поверхностью патрубка и подпружинен радиально внутрь опорным конусом, установленным снизу во внутренней цилиндрической выборке, выполненной в верхней части упора, а плашки расположены напротив конусной поверхности патрубка и подпружинены вниз опорным кольцом, которое жестко закреплено в верхней части патрубка, причем разрезной конус и плашки имеют возможность взаимодействия между собой при осевом перемещении патрубка вниз с радиальным перемещением плашек наружу в рабочем положении.

Как аналогу, так и прототипу присущи общие недостатки, а именно:

- во-первых, возможно заклинивание в процессе посадки верхних плашек при взаимодействии с разрезным конусом вследствие перекоса разрезного конуса, поджатого снизу пружиной;

- во-вторых, невозможность проведения расхаживаний пакера при прихватах его в скважине в процессе спуска вследствие несовершенной конструкции фигурного паза чередующего рабочее положение обоймы с транспортным при перемещении направляющего штифта по фигурному пазу;

- в-третьих, несовершенная конструкция фиксатора положения уплотнительного элемента, следствием которой являются большие усилия посадки, а также износ плашек, вследствие чего возможна неполная запакеровка (негерметичная посадка) пакера в скважине.

Задачей изобретения является создание надежной конструкции верхнего фиксирующего узла, исключающего заклинивание верхних плашек в процессе посадки и распакеровки пакера с возможностью расхаживания пакера в процессе спуска при прихватах за счет изменения конструкции фигурного паза, а также надежная и герметичная посадка пакера при небольших усилиях путем усовершенствования фиксатора положения уплотнительного элемента.

Поставленная задача решается пакером, включающим полый ствол, уплотнительный элемент, расположенный между основным конусом и верхним упором на полом патрубке, который соединен с упором и телескопически герметично вставлен в основной конус, который снизу жестко соединен с верхним концом ствола, на наружной поверхности которого выполнен замкнутый фигурный паз в виде продольных короткого и длинного участков, соединенных между собой фигурным участком, обойму, установленную на стволе напротив фигурного паза, с подпружиненными внутрь шлипсами и направляющим штифтом, размещенным в фигурном пазе с возможностью перемещения по траектории замкнутого фигурного паза вместе с обоймой, фиксатор положения уплотнительного элемента, муфту, пружинное стопорное кольцо, установленное во внутренней кольцевой канавке, подпружиненный опорный конус, разрезной конус, установленный в верхней части упора с возможностью радиального расширения под действием конусных поверхностей при перемещении разрезного конуса относительно них вверх, и верхние плашки, поджатые пружиной от опорного кольца внутрь и расположенные сверху напротив разрезного конуса, причем конус и верхние плашки выполнены с возможностью взаимодействия между собой при перемещении плашек вниз с их радиальным перемещением наружу в рабочее положение.

Новым является то, что пакер оснащен дополнительным патрубком с конусными поверхностями, телескопически вставленным в упор с фиксацией срезным винтом, соединенным сверху с муфтой и размещенным над разрезным конусом и верхними плашками опорным кольцом, полый патрубок жестко соединен с упором, фигурный паз выполнен таким образом, что при перемещении в нем направляющего штифта вниз - вверх на величину, превышающую длину от верхней кромки фигурного паза до низа длинного продольного участка, обойма остается в транспортном положении, если меньше - переходит в рабочее, причем внутренняя кольцевая канавка с пружинным стопорным кольцом выполнена во внутренней полости основного конуса, фиксатор положения уплотнительного элемента выполнен в виде гильзы, надетой снизу и зафиксированной срезным элементом на патрубке, с наружными кольцевыми последовательными проточками, выполненными с возможностью взаимодействия с пружинным кольцом при перемещении патрубка с гильзой вниз относительно основного конуса с фиксацией в крайнем положении, при этом верхние плашки соединены пластинами с опорным кольцом, от которого поджаты пружиной внутрь при помощи опорного конуса, взаимодействующего с опорными плашками, причем в упоре выполнена внутренняя кольцевая выборка с дополнительным пружинным стопорным кольцом, а на дополнительный патрубок снизу надета и зафиксирована срезным винтом гильза с наружными кольцевыми последовательными проточками, выполненными с возможностью взаимодействия с дополнительным пружинным кольцом при перемещении дополнительного патрубка с гильзой вниз относительно упора с фиксацией в крайнем положении.

Новым также является то, что полый патрубок оснащен заглушкой, герметично перекрывающей его внутреннюю полость.

Новым также является то, что верхний упор выполнен сборным, состоящим из нижней, взаимодействующей с уплотнительным элементом, и верхней, взаимодействующей с разрезным конусом, частей, которые соединены переводником.

На фиг.1 изображена верхняя часть предлагаемого пакера в продольном разрезе.

На фиг.2 изображена нижняя часть предлагаемого пакера в продольном разрезе.

На фиг.3 изображен вид А - развертка замкнутого фигурного паза, выполненного на стволе пакера.

На фиг.4 изображен вид Б пакера в увеличенном масштабе.

Пакер состоит (см. фиг.1 и 2) из полого ствола 1, уплотнительного элемента 2, основного конуса 3 и верхнего упора 4, выполненного сборным, состоящим из нижней 4' и верхней 4'' частей, соединенных переводником 4'''.

Уплотнительный элемент 2 расположен между конусом 3 и нижней частью 4' верхнего упора 4 на полом патрубке 5. Полый патрубок 5 телескопически герметично вставлен в конус 3, который снизу жестко соединен с верхним концом ствола 1. Сверху патрубок 5 жестко соединен с нижней частью 4' верхнего упора 4.

На наружной поверхности ствола 1 выполнен замкнутый фигурный паз 6 в виде продольных короткого 7 и длинного 8 участков (см. фиг.2 и 3), соединенных между собой фигурным участком 9. На стволе 1 напротив замкнутого фигурного паза 6 установлена обойма 10 с направляющим штифтом 11 и подпружиненными внутрь шлипсами 12. Направляющий штифт 11 размещен в замкнутом фигурном пазе 6 с возможностью перемещения по траектории замкнутого фигурного паза 6 вместе с обоймой 10.

Фигурный паз 6 выполнен таким образом, что при перемещении в нем направляющего штифта 11 вниз - вверх на величину, превышающую длину L, например 1 (один) метр от верхней кромки замкнутого фигурного паза 6 до низа длинного продольного участка 8, обойма 10 остается в транспортном положении, если меньше - переходит в рабочее.

Во внутренней полости конуса 3 выполнена внутренняя кольцевая канавка 13 с пружинным стопорным кольцом 14.

Фиксатор положения уплотнительного элемента 2 выполнен в виде гильзы 15 (см. 4), надетой снизу и зафиксированной срезным элементом 16 на полом патрубке 5, с наружными кольцевыми последовательными проточками 17, выполненными с возможностью взаимодействия с пружинным стопорным кольцом 14 при перемещении полого патрубка 5 с гильзой 15 вниз относительно основного конуса 3 с фиксацией в крайнем положении.

Пакер оснащен дополнительным патрубком 18 с конусными поверхностями 19 и 20. Дополнительный патрубок 18 (см. фиг.1) телескопически вставлен в верхнюю часть 4'' упора 4 с фиксацией срезным винтом 21, а сверху соединен с муфтой 22. Верхняя часть 4'' верхнего упора 4 взаимодействует с разрезным конусом 23 (например, состоящий из трех сегментов), размещенным на дополнительном патрубке 18.

На дополнительном патрубке 18 над разрезным конусом 23 размещены верхние плашки 24 и опорное кольцо 25.

Верхние плашки 24 соединены пластинами 26 с опорным кольцом 25, от которого поджаты пружиной 27 внутрь при помощи опорного конуса 28, взаимодействующего с верхними плашками 24.

В верхней части 4'' верхнего упора 4 выполнена внутренняя кольцевая выборка 29 с дополнительным пружинным стопорным кольцом 30, а на дополнительный патрубок 18 снизу надета и зафиксирована срезным винтом 31 гильза 32 с наружными кольцевыми последовательными проточками 33, выполненными с возможностью взаимодействия с дополнительным пружинным стопорным кольцом 30 при перемещении дополнительного патрубка 18, а с гильзой 32 вниз относительно верхней части 4" верхнего упора 4 с фиксацией в крайнем положении.

Муфта 22 посредством переходника 34 жестко соединена с соединительной муфтой 35.

Полый патрубок 5 (см. фиг.1) сверху оснащен заглушкой 36, герметично перекрывающей его внутреннюю полость (заглушка и полый патрубок 5 выполнены в виде единой детали). Несанкционированные перетоки жидкости исключаются уплотнительными элементами 37.

Пакер работает следующим образом.

На устье скважины (на фиг.1, 2 и 3, 4 не показано) направляющий штифт 11 (см. фиг.2) обоймы 10 устанавливают в верхнюю часть продольного короткого участка 7 замкнутого фигурного паза 6, выполненного на наружной поверхности ствола 1 (см. фиг.1).

Заглушка 36 вворачивается в верхний конец полого патрубка 5. Затем пакер посредством посадочного инструмента, выполненного, например, в виде штока 38 и соединенного с соединительной муфтой 35 любым известным способом, например срезным винтом 39, присоединяют к нижнему концу колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) (на фиг.1, 2 и 3 не показано) и спускают в скважину.

В процессе спуска пакера возможны его прихваты в скважине вследствие сужения проходного сечения эксплуатационной колонны (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано). В этом случае необходимо приподнять пакер на величину, превышающую длину L, то есть более 1 метра, при этом перемещение направляющего штифта 11 (см. фиг.2 и 3) происходит от верхней кромки фигурного паза 6 через фигурный участок 9 до низа длинного продольного участка 8, и далее направляющий штифт 11 попадает в нижнюю часть короткого продольного участка паза 7, вследствие чего обойма 10 остается в транспортном положении, при последующем спуске пакера направляющий штифт 11 поднимается вверх по короткому продольному участку 7 и занимает начальное положение. Это позволяет производить расхаживание пакера (одним или несколькими спуск - подъемами пакера на величину более длины L, то есть 1 метра) в случае его прихвата в скважине в процессе спуска.

Достигнув интервала установки пакера в скважине, его приподнимают на величину, не превышающую длину L, то есть менее 1 метра, при этом перемещение направляющего штифта 11 происходит от верхней кромки фигурного паза 6 через фигурный участок 9 в длинный продольный участок 8, при этом направляющий штифт 11 не попадает в нижнюю часть короткого продольного участка паза 7 и при последующем спуске пакера направляющий штифт 11 поднимается вверх (в верхнюю часть) до конца по длинному продольному участку 8. Вследствие этого обойма 10 занимает рабочее положение и вступает во взаимодействие своими подпружиненными шлипсами 12 сначала с конусом 3, а затем с внутренней стенкой колонны.

В итоге все детали пакера, за исключением деталей 10, 11, 12, остающихся на месте, благодаря контакту подпружиненных шлипсов 12 (см. фиг.2 и 3) с внутренней стенкой эксплуатационной колонны совершают возвратно-поступательное перемещение, при этом конус 3, сужающийся сверху - вниз, входит в подпружиненные шлипсы 12, раздвигая их наружу в радиальном направлении и прижимая их зубчатую часть к внутренней стенке эксплуатационной колонны (на фиг.1, 2 и 3, 4 не показано). Колонну НКТ, соединенную с пакером посредством штока 38 посадочного инструмента, начинают разгружать на пакер, который подпружиненными шлипсами 12 уже зафиксировался на внутренней стенке эксплуатационной колонны, при этом начинает сжиматься уплотнительный элемент 2.

Продолжают частичную разгрузку колонны НКТ на пакер (например, на 5 тонн = 50 кН), вследствие чего разрушается срезной винт 39, при этом уплотнительный элемент 2 продолжает прижиматься к внутренней стенке эксплуатационной колонны скважины.

Одновременно с этим пружинное стопорное кольцо 14, размещенное во внутренней кольцевой канавке 13 основного конуса 3, под действием веса колонны НКТ перемещается по наружным кольцевым последовательным проточкам 17, выполненным на наружной поверхности гильзы 15, а гильза 15, соединенная срезным элементом 16 с полым патрубком 5, перемещается вниз относительно основного конуса 3, при этом происходит фиксация пружинного стопорного кольца 14 в проточке 17 гильзы 15 в крайнем положении.

При этом сверху разрезной конус 23 расширяется радиально наружу относительно верхней части 4'' верхнего упора 4. В определенный момент разрезной конус 23 вступает во взаимодействие с верхними плашками 24, это происходит благодаря конусной поверхности 20 дополнительного патрубка 18, ограничивающей перемещение разрезного конуса 23 вверх относительно дополнительного патрубка 18.

Продолжают частичную разгрузку колонны НКТ на пакер (например, на 8 тонн = 80 кН), при этом разрушается срезной винт 21 и под действием веса колонны НКТ дополнительный патрубок 18 и все детали, находящиеся на нем выше разрезного конуса 23, перемещаются вниз, при этом вследствие взаимодействия взаимообращенных конусных поверхностей верхних плашек 24 и разрезного конуса 23 происходит радиальное перемещение наружу верхних плашек 24, которые своей зубчатой частью прижимаются к внутренней стенке эксплуатационной колонны.

От перемещения вверх верхние плашки 24, связанные с опорным кольцом 25 пластинами 26, удерживает подпружиненный от опорного кольца 25 с помощью пружины 27 опорный конус 28.

Конусная поверхность 19 дополнительного патрубка 18 ограничивает перемещение опорного конуса 28 вниз относительно дополнительного полого патрубка 18.

Одновременно с этим дополнительное пружинное стопорное кольцо 30, размещенное во внутренней кольцевой выборке 29 верхней части 4" верхнего упора 4, под действием веса колонны НКТ перемещается по наружным кольцевым последовательным проточкам 33, выполненным на наружной поверхности гильзы 32, при этом гильза 32, соединенная срезным винтом 31 с дополнительным патрубком 8, перемещается вниз относительно верхней части 4" верхнего упора 4.

Далее производят полную разгрузку колонны НКТ на пакер, при этом происходит фиксация дополнительного пружинного стопорного кольца 30 в проточке 33 гильзы 32 в крайнем положении, а уплотнительный элемент 2 фиксируется в окончательно запакерованном состоянии.

Затем колонна НКТ с посадочным инструментом извлекаются из скважины, а пакер остается в скважине, надежно и герметично разделяя колонное пространство скважины (заглушка 36 полого патрубка 5 герметично перекрывает внутреннюю полость пакера), после чего производят запланированные ремонтные работы в скважине.

При необходимости извлечения пакера в скважину на колонне НКТ спускают ловитель любой известной конструкции с наружным захватом под соединительную муфту 35 или тело переходника 34 пакера, например наружную труболовку. Производят захват пакера и натяжку колонны НКТ вверх, например, на 10 тонн = 100 кН, при этом разрушается срезной винт 31 (см. фиг.1).

В результате натяжения колонны НКТ сначала соединительная муфта 35, переходник 34, дополнительный патрубок 18 перемещаются вверх относительно гильзы 32, верхней части 4'' верхнего упора 4 и разрезного конуса 23, остающихся неподвижными.

При этом верхние плашки 24 отходят от внутренней стенки эксплуатационной колонны и перемещаются радиально внутрь и благодаря перемещению дополнительного патрубка 18 вверх занимают исходное положение.

Натяжение колонны НКТ продолжают, при этом разрушается срезной винт 16 (см. фиг.2 и 4) и верхняя часть пакера, соединенная с переводником 4''' верхнего упора 4, а также нижняя часть 4' верхнего упора 4 и полый патрубок 5 перемещаются вверх относительно гильзы 15 и основного конуса 3, при этом уплотнительный элемент 2, сжимаясь радиально внутрь, отходит от внутренней стенки эксплуатационной колонны, в результате чего происходит разгерметизация пакера.

Далее продолжают подъем колонны НКТ с пакером, при этом ствол 1 поднимается вверх относительно обоймы 10 с направляющим штифтом 11 и подпружиненными шлипсами 12, остающимися на месте вследствие их контакта с внутренней стенкой эксплуатационной колонны, при этом направляющий штифт 11 перемещается вниз по продольному длинному участку 8 (см. фиг.2) и попадает в нижнюю часть короткого продольного паза 7. Подъем колонны НКТ с пакером продолжают, и при этом подпружиненные внутрь шлипсы 12 (см. фиг.1) выходят из взаимодействия с основным конусом 3, а затем своей зубчатой частью выходят из взаимодействия с внутренней стенкой эксплуатационной колонны, после чего пакер свободно извлекается на поверхность.

В случае защиты эксплуатационной колонны от высокого давления, например при закачке жидкости по колонне труб (на фиг.1, 2, 3 не показано), соединенной с соединительной муфтой 35, заглушку 36 в полый патрубок 5 не устанавливают.

Предлагаемый пакер имеет надежную конструкцию верхнего фиксирующего узла, что исключает заклинивание верхних плашек в процессе посадки и распакеровки пакера.

Кроме того, усовершенствованная конструкция фиксатора положения позволяет произвести надежную и герметичную посадку пакера при небольших усилиях за счет более совершенной конструкции фиксатора положения уплотнительного элемента, а измененная конструкция замкнутого фигурного паза позволяет расхаживать пакер при его прихватах в процессе спуска в скважину и исключить возникновение осложнений в скважине.

Источник поступления информации: Роспатент

Показаны записи 1-10 из 522.
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
№216.012.1d08

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
27.01.2013
№216.012.1ec0

Концевой делитель фаз

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разделении нефтяной эмульсии на объектах нефтедобычи, транспортировки и подготовки нефти. Концевой делитель фаз включает отсек ввода, отстойный отсек, отсек отвода нефти и отсек отвода воды. Между отсеком ввода и...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002473373
Дата охранного документа: 27.01.2013
27.01.2013
№216.012.205b

Способ эксплуатации скважины

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважин, снабженных электроцентробежными насосами. Обеспечивает возможность ликвидации солеотложений и облегчения запуска электроцентробежного насоса после его остановки. Сущность изобретения: по способу...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002473784
Дата охранного документа: 27.01.2013
27.01.2013
№216.012.205f

Способ перфорации скважины

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при перфорации скважин кумулятивной перфорацией. При перфорации скважины после спуска перфоратора в скважину его закрепляют с невозможностью поворота и смещения. Проведение перфорации выполняют в закрепленном состоянии....
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002473788
Дата охранного документа: 27.01.2013
27.01.2013
№216.012.2064

Способ разработки нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи за счет увеличения охвата залежи воздействием. Сущность изобретения: по способу на залежи проводят размещение добывающих скважин по треугольной...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002473793
Дата охранного документа: 27.01.2013
27.01.2013
№216.012.2065

Способ разработки нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: по способу при разработке нефтяной залежи ведут закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002473794
Дата охранного документа: 27.01.2013
27.01.2013
№216.012.2067

Способ разработки залежи сверхвязкой нефти в послойно-неоднородном коллекторе с частичной вертикальной сообщаемостью

Изобретение относится к разработке залежи сверхвязкой нефти с применением тепла, сложенной многопластовым послойно-неоднородным коллектором с частичной вертикальной сообщаемостью. Технический результат - увеличение площади прогрева залежи, сокращение сроков разработки продуктивного...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002473796
Дата охранного документа: 27.01.2013
27.01.2013
№216.012.2069

Способ гидравлического разрыва пласта в скважине

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение для повышения производительности как вновь вводимых, так и действующих добывающих и нагнетательных скважин. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет увеличения радиуса дренирования скважины. Сущность...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002473798
Дата охранного документа: 27.01.2013
10.02.2013
№216.012.23cd

Способ строительства скважины

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве скважины. Способ строительства скважины включает бурение ствола скважины, постановку цементного моста в зоне осыпания породы, проведение технологической выдержки на схватывание цемента, разбуривание...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002474667
Дата охранного документа: 10.02.2013
Показаны записи 1-10 из 375.
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
№216.012.1950

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
№216.012.1d07

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
27.01.2013
№216.012.2066

Способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой и битумной нефти. Способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины включает строительство верхней нагнетательной и нижней...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002473795
Дата охранного документа: 27.01.2013
27.01.2013
№216.012.2067

Способ разработки залежи сверхвязкой нефти в послойно-неоднородном коллекторе с частичной вертикальной сообщаемостью

Изобретение относится к разработке залежи сверхвязкой нефти с применением тепла, сложенной многопластовым послойно-неоднородным коллектором с частичной вертикальной сообщаемостью. Технический результат - увеличение площади прогрева залежи, сокращение сроков разработки продуктивного...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002473796
Дата охранного документа: 27.01.2013
10.02.2013
№216.012.23da

Способ и устройство для разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой и битумной нефти. Обеспечивает повышение эффективности способа и надежности работы устройства за счет возможности регулирования отбора продукции в процессе эксплуатации....
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002474680
Дата охранного документа: 10.02.2013
20.03.2013
№216.012.2fd4

Отклонитель клиновой

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к устройству, предназначенному для забуривания боковых стволов из ранее пробуренных скважин. Включает отклоняющий клин с гидравлическим якорем, режущий инструмент, прикрепленный к верхней части клина посредством отсоединительного...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002477779
Дата охранного документа: 20.03.2013
20.03.2013
№216.012.2fda

Способ увеличения добычи высоковязкой нефти

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение добычи высоковязкой нефти из подземной залежи за счет расширения областей залежи, прогреваемых паром и содержащих подвижную нефть. Способ увеличения добычи высоковязкой нефти или битума включает бурение и...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002477785
Дата охранного документа: 20.03.2013
+ добавить свой РИД