RU2648793C1 - Способ шахтной разработки месторождения высоковязкой нефти и устройство закрытой системы сбора нефти для его осуществления - Google Patents
Способ шахтной разработки месторождения высоковязкой нефти и устройство закрытой системы сбора нефти для его осуществления Download PDFInfo
- Publication number
- RU2648793C1 RU2648793C1 RU2017100503A RU2017100503A RU2648793C1 RU 2648793 C1 RU2648793 C1 RU 2648793C1 RU 2017100503 A RU2017100503 A RU 2017100503A RU 2017100503 A RU2017100503 A RU 2017100503A RU 2648793 C1 RU2648793 C1 RU 2648793C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- wells
- closed
- collection system
- underground
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 21
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims abstract description 60
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 35
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 21
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 21
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 20
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims abstract description 11
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 claims abstract description 8
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 claims abstract description 8
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims abstract description 7
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000005065 mining Methods 0.000 claims description 6
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 4
- 230000029058 respiratory gaseous exchange Effects 0.000 claims description 3
- 230000003245 working effect Effects 0.000 abstract description 9
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 abstract description 4
- 239000011521 glass Substances 0.000 abstract description 4
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 abstract description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 abstract description 3
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 abstract description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 2
- 238000009412 basement excavation Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 3
- 230000011664 signaling Effects 0.000 description 3
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 230000010365 information processing Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000003305 oil spill Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 229910000498 pewter Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010957 pewter Substances 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 230000008054 signal transmission Effects 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000005641 tunneling Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21C—MINING OR QUARRYING
- E21C41/00—Methods of underground or surface mining; Layouts therefor
- E21C41/16—Methods of underground mining; Layouts therefor
- E21C41/24—Methods of underground mining; Layouts therefor for oil-bearing deposits
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к нефтяной промышленности. Технический результат - обеспечение накопительного режима работы добывающих скважин, предотвращение прорыва пара из добывающей скважины, повышение темпа отбора и коэффициента извлечения нефти, сокращение потерь тепла, снижение температуры в горной выработке, возможность измерять дебит и принимать решение о продолжения эксплуатации или ремонте скважины. Способ шахтной разработки месторождения высоковязкой нефти включает проходку горных выработок, бурение поверхностных нагнетательных и подземных добывающих скважин, оборудование оптическими датчиками для контроля температуры подземных скважин с установкой датчиков на устьях подземных скважин, закачку пара в поверхностные нагнетательные скважины, прекращение закачки пара при повышении температуры и отбор нефти из подземных скважин. Причем на устье подземных добывающих скважин устанавливают устройство закрытой системы сбора нефти, осуществляют накопление нефти в накопительных емкостях закрытой системы сбора нефти и передачу сигнала о достижении установленного верхнего предела уровня нефти в накопительной емкости по оптоволоконному кабелю в компьютер, обработку информации и выдачу команды на открытие запорных устройств, установленных на сливных патрубках накопительных емкостей, слив нефти в трубопровод закрытой системы сбора нефти и дальнейшую транспортировку нефти самотеком по трубопроводу закрытой системы сбора нефти в зумпф участкового накопительного устройства, передачу сигнала о достижении установленного нижнего предела уровня нефти в накопительной емкости по оптоволоконному кабелю в компьютер, обработку информации и выдачу команды на закрытие запорного устройства и прекращение слива нефти из накопительных емкостей в трубопровод закрытой системы сбора нефти. Затем осуществляют автоматический расчет дебита добывающих скважин по разнице поступления во времени сигналов от сигнализаторов уровня нефти с учетом заранее введенных данных о длине, угле наклона, диаметре обсадной трубы добывающей скважины и объеме накопительной емкости с последующим принятием решения о целесообразности ремонта или о продолжении эксплуатации скважины. Устройство закрытой системы сбора нефти представляет собой накопительные емкости, выполненные в виде вертикальных сосудов, подключенных к добывающим скважинам посредством наклонного патрубка, нижний конец которого расположен ниже уровня добывающей скважины, при этом накопительная емкость снабжена вспомогательным стаканом, верхний торец которого расположен выше входа в накопительную емкость наклонного патрубка подачи нефти из добывающей скважины, вспомогательный стакан подключен сливным патрубком с установленным на нем запорным устройством к трубопроводу сбора нефти, при этом в верхней конической части накопительной емкости установлен дыхательный клапан с перепускным трубопроводом, связанным с верхним не заполненным нефтью объемом трубопровода закрытой системы сбора нефти, причем на уровне верхнего торца вспомогательного стакана установлен сигнализатор нижнего уровня нефти, а в верхней части емкости установлен сигнализатор верхнего уровня нефти. 2 н. и 3 з.п. ф-лы, 4 ил.
Description
Предлагаемое изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождений высоковязкой нефти.
Известен способ шахтной разработки месторождения высоковязкой нефти, включающий проходку горных выработок, бурение поверхностных нагнетательных, подземных добывающих и парораспределительных скважин, оснащение подземных скважин датчиками температуры, закачку пара в поверхностные паронагнетательные скважины, прекращение закачки пара при повышении температуры и отбор нефти из подземных скважин. Оснащение датчиками контроля температуры производят на устьях подземных скважин, в качестве датчиков используют оптические датчики, регистрирующие температуру добываемой жидкости, информацию от датчиков передают по оптическому кабелю в компьютер, в котором производят обработку полученной информации, из компьютера управляющие команды передают на управляющие устройства поверхностных нагнетательных скважин, которые начинают или прекращают подачу пара в соответствующие нагнетательные скважины для обеспечения равномерности прогрева нефтяного пласта и интенсификации добычи нефти (Патент РФ №2267604, кл. E21B 43/24, опубл. 2006.01.10 г.). Данное решение взято за прототип для предлагаемого способа.
Недостатком вышеприведенного способа являются: возможность прорыва пара в подземные скважины при наличии прямой гидродинамической связи между поверхностной нагнетательной скважиной и подземными скважинами, что приводит к поступлению пара в горные выработки до момента его полной конденсации на данном участке пласта с повышением температуры в горных выработках, необходимости прекращения подачи пара в поверхностные нагнетательные скважины и, как следствие, снижению темпа отбора нефти на участке; излив нефти в открытые водосборные канавки, сопровождающийся повышением температуры воздуха в горных выработках выше допустимой и ухудшающий условия обслуживания подземных скважин; отсутствие возможности измерять дебит скважин и принимать решение о целесообразности продолжения эксплуатации или о ремонте скважины.
Из патентной литературы известно устройство термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти, включающее подземные горные выработки, подземные парораспределительные и добывающие скважины, поверхностные нагнетательные скважины с управляющими устройствами по регулированию закачки пара, оборудованные на устье каждой подземной скважины запорным устройством с возможностью автоматического перекрытия скважины в момент прорыва пара и открытия скважины при конденсации пара; при этом в качестве запорного устройства используют поплавковый клапан (см. патент РФ №100553, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.12.10 г.). Данное решение взято в качестве прототипа предлагаемого устройства.
Недостатком данного устройства являются невозможность полного предотвращения прорыва пара в горные выработки, отсутствие возможности накапливать достаточный объем нефти в скважине в связи с высокой частотой срабатывания поплавкового клапана, вызванной малым рабочим объемом устройства, приводящим к парожидкостному режиму работы скважины, а также излив нефти в открытые водосборные канавки, сопровождающийся повышением температуры воздуха в горных выработках выше допустимых значений и ухудшающий условия обслуживания подземных скважин, и отсутствие возможности измерения дебита скважин и принятия решений о целесообразности продолжения эксплуатации или о ремонте скважины.
Задачей создания изобретения является устранение недостатков вышеуказанных способа и устройства.
Поставленная задача решается с помощью признаков, указанных в п. 1 формулы изобретения, общих с прототипами, таких как способ шахтной разработки месторождения высоковязкой нефти, включающий проходку горных выработок, бурение поверхностных нагнетательных и подземных добывающих скважин, оборудование оптическими датчиками контроля температуры подземных скважин с установкой датчиков на устьях подземных скважин, закачку пара в поверхностные нагнетательные скважины, прекращение закачки пара при повышении температуры и отбор нефти из подземных скважин, и отличительных существенных признаков, таких как установка на устьях подземных добывающих скважин устройства закрытой системы сбора нефти, накопление нефти в накопительных емкостях закрытой системы сбора нефти и передача сигнала о достижении установленного верхнего предела уровня нефти в накопительной емкости по оптоволоконному кабелю на компьютер, обработка информации и выдача команды на открытие запорных устройств, установленных на сливных патрубках накопительных емкостей, слив нефти в трубопровод закрытой системы сбора нефти и дальнейшую транспортировку нефти самотеком по трубопроводу закрытой системы сбора нефти в зумпф участкового накопительного устройства, передача сигнала о достижении установленного нижнего предела уровня нефти в накопительной емкости по оптоволоконному кабелю на компьютер, обработка информации и выдача команды на закрытие запорного устройства и прекращение слива нефти из накопительных емкостей в трубопровод закрытой системы сбора нефти, осуществление автоматического расчета дебита добывающих скважин по разнице поступления во времени сигналов от сигнализаторов уровня нефти с учетом заранее введенных данных о длине, угле наклона, диаметре обсадной трубы добывающей скважины и объеме накопительной емкости, с последующим принятием решения о целесообразности ремонта или о продолжении эксплуатации скважины.
Согласно пункту 2 формулы изобретения, оптоволоконные кабели сбора информации и выдачи команд на управление запорными устройствами объединяют в группы, например, по пять скважин.
Поставленная задача решается с помощью признаков, указанных в п. 3 формулы изобретения, таких как устройство закрытой системы сбора нефти, для осуществления вышеописанного способа, представляющее собой накопительные емкости, выполненные в виде вертикальных сосудов, подключенных к добывающим скважинам посредством наклонного патрубка, нижний конец которого расположен ниже уровня добывающей скважины, при этом накопительная емкость снабжена вспомогательным стаканом, верхний торец которого расположен выше входа в накопительную емкость наклонного патрубка подачи нефти из добывающей скважины, вспомогательный стакан подключен сливным патрубком с установленным на нем запорным устройством к трубопроводу сбора нефти, при этом в верхней конической части накопительной емкости установлен дыхательный клапан с перепускным трубопроводом, связанным с верхним не заполненным нефтью объемом трубопровода закрытой системы сбора нефти, причем на уровне верхнего торца вспомогательного стакана установлен сигнализатор нижнего уровня нефти, а в верхней части емкости установлен сигнализатор верхнего уровня нефти.
Согласно п. 4 формулы изобретения, в качестве запорного устройства на сливном патрубке накопительной емкости используют, например, шаровой кран с электрическим приводом.
Согласно п. 5 формулы изобретения, накопительная емкость подключена к трубопроводу закрытой системы сбора нефти для транспортировки нефти самотеком в зумпф участкового накопительного устройства.
Совокупность существенных признаков как по способу, так и по устройству позволяет получить следующий технический результат: обеспечивает накопительный режим работы добывающих скважин и предотвращает прорыв пара из добывающей скважины, позволяет повысить темп отбора нефти на участке и коэффициент извлечения нефти, сократить потери тепла, уносимого вентиляционной струей при прорывах пара в горную выработку по добывающей скважине, снизить температуру в горной выработке и улучшить условия обслуживания подземных скважин, а также измерять дебит скважин и принимать своевременное решение о целесообразности продолжения эксплуатации или о ремонте скважины.
Предлагаемые изобретения иллюстрируются чертежами, на которых изображены:
на фиг. 1 - схема устройства для осуществления предложенного способа;
на фиг. 2-4 - фазы накопления нефти, поясняющие работу устройства.
Предлагаемый способ осуществляют в следующей последовательности.
Способ шахтной разработки месторождения высоковязкой нефти включает проходку горных выработок, бурение поверхностных нагнетательных и подземных добывающих скважин, оборудование оптическими датчиками для контроля температуры подземных скважин с установкой датчиков на устьях подземных скважин, закачку пара в поверхностные нагнетательные скважины, прекращение закачки пара при повышении температуры и отбор нефти из подземных скважин. На устьях подземных добывающих скважин устанавливают устройство закрытой системы сбора нефти, осуществляют накопление нефти в накопительных емкостях закрытой системы сбора нефти и передачу сигнала о достижении установленного верхнего предела уровня нефти в накопительной емкости по оптоволоконному кабелю в компьютер. Обрабатывают информацию и выдают команды на открытие запорных устройств, установленных на сливных патрубках накопительных емкостей, сливают нефть в трубопровод закрытой системы сбора нефти и осуществляют дальнейшую транспортировку нефти самотеком по трубопроводу закрытой системы сбора нефти в зумпф участкового накопительного устройства, передают сигнал о достижении установленного нижнего предела уровня нефти в накопительной емкости по оптоволоконному кабелю в компьютер, осуществляют обработку информации и выдачу команды на закрытие запорного устройства и прекращение слива нефти из накопительных емкостей в трубопровод закрытой системы сбора нефти, затем осуществляют автоматический расчет дебита добывающих скважин по разнице поступления во времени сигналов от сигнализаторов уровня нефти с учетом заранее введенных данных о длине, угле наклона, диаметре обсадной трубы добывающей скважины и объеме накопительной емкости с последующим принятием решения о целесообразности ремонта или о продолжении эксплуатации скважины. Оптоволоконные кабели сбора информации и выдачи команд на управление запорными устройствами объединяют в группы, например, по пять скважин.
Пример осуществления изобретения
Предлагаемый способ может быть реализован на Ярегском месторождении высоковязкой нефти.
На добычном участке (фиг. 1) осуществляют проходку горных выработок 1, бурение поверхностных нагнетательных скважин 2 и подземных добывающих скважин 3. В горных выработках 1 на устье каждой подземной добывающей скважины 3 устанавливают устройство закрытой системы сбора нефти 4. Устройство закрытой системы сбора нефти 4 включает накопительные емкости 5, наклонный патрубок 6 подачи нефти из добывающей скважины 3, сливной патрубок 7 с запорным устройством 8, представляющим собой шаровой кран 9 с электрическим приводом 10, дыхательный клапан 11 с перепускным трубопроводом 12, трубопроводы 13 закрытой системы сбора нефти. В накопительной емкости 5 устанавливают вспомогательный стакан 14, сигнализаторы верхнего 15 и нижнего 16 уровней нефти. Трубопроводы 13 обеспечивают транспортировку нефти в зумпф 17 участкового накопительного устройства (Фиг. 1).
На устье каждой подземной добывающей скважины 3 также устанавливают оптические датчики температуры 18. Информация от датчиков температуры 18, сигнализаторов уровня нефти 15 и 16, электрического привода 10 запорных устройств 8 по каналам передачи информации 19, 20 и 21 поступает в групповой коммутационно-управляющий пост 22, устанавливаемый в горной выработке 1 для каждых пяти добывающих скважин 3. Сгруппированная информация по оптоволоконному кабелю канала передачи информации 23 поступает на компьютер 24 поверхностного диспетчерского пункта. Поверхностные нагнетательные скважины 2 оборудуют управляющими устройствами 25 по регулированию закачки пара и узлами 26 учета расхода и параметров пара. К запорным устройствам 8 и коммутационно-управляющему посту 22 подводится кабель подачи электроэнергии 26 (Фиг. 1).
По поверхностным нагнетательным скважинам 2 подают перегретый водяной пар и прогревают участок добычи нефти. Под термическим воздействием пара нефть переходит в жидкое состояние и вместе с конденсатом поступает в добывающую скважину 3, при этом при наличии трещин в породе возможен прорыв пара в добывающую скважину 3.
При этом закрытое устройство сбора нефти 4 работает следующим образом.
В первой фазе нефть поступает в накопительную емкость 5, и при достижении нижнего уровня нефти сигнализатор 16 выдает соответствующий сигнал на компьютер 24 (Фиг. 2). Поскольку нефть подается в накопительную емкость 5 по наклонному патрубку 6 подачи нефти из добывающей скважины 3, а верхний торец вспомогательного стакана 14 находится выше входного отверстия наклонного патрубка 6, объем не слитой нефти в накопительной емкости 5 и наклонном патрубке 6 препятствует проникновению пара в накопительную емкость 5. Ранее попавший в накопительную емкость 5 пар конденсируется, и при росте давления в накопительной емкости 5 выше предельно допустимого часть пара перепускается дыхательным клапаном 11 в трубопровод 13 системы сбора нефти по перепускному трубопроводу 12.
В следующей фазе происходит накопление нефти в накопительной емкости 5 и добывающей скважине 3 (Фиг. 3). После наполнения накопительной емкости 5 сигнализатор 14 верхнего уровня выдает соответствующий сигнал на компьютер 24, управляющая программа фиксирует время поступления сигнала и формирует команду на открытие запорного устройства 8, электрический привод 10 открывает шаровой кран 9, и начинается слив нефти в трубопровод 13 закрытой системы сбора нефти, по которому нефть самотеком сливается в зумпф 17 участкового накопительного устройства (Фиг. 4).
При достижении нижнего уровня нефти сигнализатор 16 нижнего уровня нефти выдает соответствующий сигнал на компьютер 24, управляющая программа фиксирует время поступления сигнала и формирует команду на закрытие запорного устройства 8, электрический привод 10 закрывает шаровой кран 9 и прекращает слив нефти из накопительной емкости 5.
Вся система переходит в состояние, соответствующее фазе 2, и цикл работы повторяется.
Управляющая программа по разнице во времени поступления сигналов от сигнализаторов 15 и 16 и на основании введенных ранее данных о длине, угле наклона, диаметре обсадной трубы добывающей скважины 3 и объеме накопительной емкости 5 рассчитывает дебит добывающей скважины 3, а оператор или программа в автоматическом режиме принимает решение о целесообразности ремонта или о продолжении эксплуатации добывающей скважины 3.
Одновременно с процессом накопления нефти в накопительных емкостях 5 оптические датчики температуры в постоянном режиме передают на компьютер 24 значения температуры нефти, поступающей из добывающей скважины 3. В результате обработки полученной информации по подземным добывающим скважинам 3 и поверхностным нагнетательным скважинам 2 оператор или управляющая программа в автоматическом режиме выдает команды управляющим устройствам 25 по регулированию закачки пара, при этом узлы 26 учета расхода и параметров пара передают информацию на компьютер 24.
Использование указанного выше способа и закрытого устройства сбора нефти позволяет повысить темп отбора нефти на участке и коэффициент извлечения нефти, сократить потери тепла, уносимого вентиляционной струей при прорывах пара в горную выработку по добывающей скважине, снизить температуру в подземной горной выработке (буровой галерее) и улучшить условия обслуживания подземных скважин, а также измерять дебит скважин и принимать своевременное решение о целесообразности продолжения эксплуатации или о ремонте скважины. Из описания и практического применения настоящих изобретений специалистам будут очевидны и другие частные формы их выполнения. Данное описание и примеры рассматриваются как материал, иллюстрирующий изобретения, сущность которых и объем патентных притязаний определены в нижеследующей формуле изобретения, совокупностью существенных признаков и их эквивалентами.
Claims (5)
1. Способ шахтной разработки месторождения высоковязкой нефти, включающий проходку горных выработок, бурение поверхностных нагнетательных и подземных добывающих скважин, оборудование оптическими датчиками для контроля температуры подземных скважин с установкой датчиков на устьях подземных скважин, закачку пара в поверхностные нагнетательные скважины, прекращение закачки пара при повышении температуры и отбор нефти из подземных скважин, отличающийся тем, что на устье подземных добывающих скважин устанавливают устройство закрытой системы сбора нефти, осуществляют накопление нефти в накопительных емкостях закрытой системы сбора нефти и передачу сигнала о достижении установленного верхнего предела уровня нефти в накопительной емкости по оптоволоконному кабелю в компьютер, обработку информации и выдачу команды на открытие запорных устройств, установленных на сливных патрубках накопительных емкостей, слив нефти в трубопровод закрытой системы сбора нефти и дальнейшую транспортировку нефти самотеком по трубопроводу закрытой системы сбора нефти в зумпф участкового накопительного устройства, передачу сигнала о достижении установленного нижнего предела уровня нефти в накопительной емкости по оптоволоконному кабелю в компьютер, обработку информации и выдачу команды на закрытие запорного устройства и прекращение слива нефти из накопительных емкостей в трубопровод закрытой системы сбора нефти, затем осуществляют автоматический расчет дебита добывающих скважин по разнице поступления во времени сигналов от сигнализаторов уровня нефти с учетом заранее введенных данных о длине, угле наклона, диаметре обсадной трубы добывающей скважины и объеме накопительной емкости с последующим принятием решения о целесообразности ремонта или о продолжении эксплуатации скважины.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что оптоволоконные кабели сбора информации и выдачи команд на управление запорными устройствами объединяют в группы, например, по пять скважин.
3. Устройство закрытой системы сбора нефти для осуществления способа по п. 1, характеризующееся тем, что представляет собой накопительные емкости, выполненные в виде вертикальных сосудов, подключенных к добывающим скважинам посредством наклонного патрубка, нижний конец которого расположен ниже уровня добывающей скважины, при этом накопительная емкость снабжена вспомогательным стаканом, верхний торец которого расположен выше входа в накопительную емкость наклонного патрубка подачи нефти из добывающей скважины, вспомогательный стакан подключен сливным патрубком с установленным на нем запорным устройством к трубопроводу сбора нефти, при этом в верхней конической части накопительной емкости установлен дыхательный клапан с перепускным трубопроводом, связанным с верхним не заполненным нефтью объемом трубопровода закрытой системы сбора нефти, причем на уровне верхнего торца вспомогательного стакана установлен сигнализатор нижнего уровня нефти, а в верхней части емкости установлен сигнализатор верхнего уровня нефти.
4. Устройство по п. 3, отличающееся тем, что в качестве запорного устройства на сливном патрубке накопительной емкости используют, например, шаровой кран с электрическим приводом.
5. Устройство по п. 3, отличающееся тем, что накопительная емкость подключена к трубопроводу закрытой системы сбора нефти для транспортировки нефти самотеком в зумпф участкового накопительного устройства.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017100503A RU2648793C1 (ru) | 2017-01-09 | 2017-01-09 | Способ шахтной разработки месторождения высоковязкой нефти и устройство закрытой системы сбора нефти для его осуществления |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017100503A RU2648793C1 (ru) | 2017-01-09 | 2017-01-09 | Способ шахтной разработки месторождения высоковязкой нефти и устройство закрытой системы сбора нефти для его осуществления |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2648793C1 true RU2648793C1 (ru) | 2018-03-28 |
Family
ID=61867018
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017100503A RU2648793C1 (ru) | 2017-01-09 | 2017-01-09 | Способ шахтной разработки месторождения высоковязкой нефти и устройство закрытой системы сбора нефти для его осуществления |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2648793C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2701268C1 (ru) * | 2018-06-15 | 2019-09-25 | Анастасия Александровна Самбурова | Способ измерения дебита нефтяных скважин |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2267604C1 (ru) * | 2005-03-09 | 2006-01-10 | Аркадий Анатольевич Боксерман | Способ шахтной разработки месторождения высоковязкой нефти |
| RU2285116C2 (ru) * | 2004-08-25 | 2006-10-10 | Анис Тагарович Тимашев | Способ разработки месторождений битума и высоковязкой нефти и комплексная система оборудования для его осуществления |
| RU2354817C1 (ru) * | 2007-10-01 | 2009-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Способ добычи нефти подземными горизонтальными скважинами |
| RU100553U1 (ru) * | 2009-06-17 | 2010-12-20 | ООО "ПечорНИПИнефть" | Устройство термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти |
| CA2740158A1 (en) * | 2011-05-12 | 2012-11-12 | Imperial Oil Resources Limited | Harvesting by-passed resource |
-
2017
- 2017-01-09 RU RU2017100503A patent/RU2648793C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2285116C2 (ru) * | 2004-08-25 | 2006-10-10 | Анис Тагарович Тимашев | Способ разработки месторождений битума и высоковязкой нефти и комплексная система оборудования для его осуществления |
| RU2267604C1 (ru) * | 2005-03-09 | 2006-01-10 | Аркадий Анатольевич Боксерман | Способ шахтной разработки месторождения высоковязкой нефти |
| RU2354817C1 (ru) * | 2007-10-01 | 2009-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Способ добычи нефти подземными горизонтальными скважинами |
| RU100553U1 (ru) * | 2009-06-17 | 2010-12-20 | ООО "ПечорНИПИнефть" | Устройство термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти |
| CA2740158A1 (en) * | 2011-05-12 | 2012-11-12 | Imperial Oil Resources Limited | Harvesting by-passed resource |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2701268C1 (ru) * | 2018-06-15 | 2019-09-25 | Анастасия Александровна Самбурова | Способ измерения дебита нефтяных скважин |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN106322121B (zh) | 深水气井生产管路水合物堵塞早期监测装置及方法 | |
| CN106194165B (zh) | 深水气井测试中天然气水合物堵塞监测装置及方法 | |
| CN105507886B (zh) | 一种溢流和井漏监测系统及其监测方法 | |
| RU2530175C2 (ru) | Способ извлечения углеводородов из коллектора и установка для извлечения углеводородов | |
| EA011962B1 (ru) | Система и способ для борьбы с образованием пробок в трубопроводе | |
| CN105822347A (zh) | 一种隧道虹吸排水系统及其建造方法 | |
| CN206052685U (zh) | 螺纹冻结管 | |
| CN111472835B (zh) | 一种回采进路的综合充填接顶方法 | |
| RU2648793C1 (ru) | Способ шахтной разработки месторождения высоковязкой нефти и устройство закрытой системы сбора нефти для его осуществления | |
| AU2022252794A1 (en) | A drain apparatus for a subsea pipeline | |
| CN104047590A (zh) | 井控工程监测系统 | |
| RU100553U1 (ru) | Устройство термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти | |
| RU2267604C1 (ru) | Способ шахтной разработки месторождения высоковязкой нефти | |
| CN106103856A (zh) | 启动用于虹吸液体的排水装置的方法以及排水装置 | |
| RU2661952C1 (ru) | Способ термошахтной разработки месторождений высоковязкой нефти с горными выработками и устройство для его осуществления | |
| RU2701268C1 (ru) | Способ измерения дебита нефтяных скважин | |
| CN110374124B (zh) | 地铁施工排水系统 | |
| RU2679174C1 (ru) | Способ эксплуатации куста обводняющихся газовых скважин | |
| RU2624838C1 (ru) | Способ эксплуатации добывающих галерей уклонных блоков при термошахтной разработке нефтяных месторождений | |
| CN103321678A (zh) | 提高充填钻孔使用寿命的采空区充填装置及方法 | |
| CN218757816U (zh) | 一种网格状的边坡防冻胀排水结构 | |
| RU125622U1 (ru) | Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды гарипова (варианты) | |
| RU2661958C1 (ru) | Способ подземно-поверхностной разработки месторождений высоковязкой нефти при проходке горных выработок и устройство микротоннеля для его реализации | |
| CN109409777A (zh) | 一种基于冻结法施工的地下水污染风险管控方法 | |
| CN102927446A (zh) | 一种煤气压力管道排出冷凝水装置及使用方法 |