RU2710057C1 - Способ добычи вязкой продукции нефтяной скважины - Google Patents
Способ добычи вязкой продукции нефтяной скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2710057C1 RU2710057C1 RU2018131764A RU2018131764A RU2710057C1 RU 2710057 C1 RU2710057 C1 RU 2710057C1 RU 2018131764 A RU2018131764 A RU 2018131764A RU 2018131764 A RU2018131764 A RU 2018131764A RU 2710057 C1 RU2710057 C1 RU 2710057C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- heater
- heating
- well
- pump
- pump unit
- Prior art date
Links
- 239000003129 oil well Substances 0.000 title claims abstract description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title abstract description 26
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 29
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 27
- 238000005485 electric heating Methods 0.000 claims abstract description 5
- 230000006698 induction Effects 0.000 claims description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 18
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 14
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 8
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 7
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 5
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 5
- 230000008859 change Effects 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 3
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 2
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 2
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 2
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 description 1
- 230000005670 electromagnetic radiation Effects 0.000 description 1
- 230000017525 heat dissipation Effects 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 230000001012 protector Effects 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 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
- E21B36/00—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones
- E21B36/04—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones using electrical heaters
-
- 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
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Изобретение относится к технике и технологии добычи и может быть применено для интенсификации добычи нефти и газа. Технический результат - повышение эффективности добычи вязкой продукции нефтяной скважины за счет возможности совместного управления насосной установкой и внутрискважинным нагревателем. Способ включает спуск в скважину нагревателя и насосной установки, прогрев продукции и ее подъем из скважины с помощью насоса. С помощью станции управления поддерживают заданную температуру нагревателя. Нагреватель устанавливают под насосную установку. Нагрев производят постоянно или кратковременно-циклично. Температуру нагрева и режим работы нагревателя контролируют и/или задают с помощью системы управления, входящей в состав станции управления насосной установкой или устанавливаемой отдельно. При этом управление насосной установкой и нагревателем осуществляют по сигналам с датчиков технологических параметров. Нагреватель выполняют модульным. Модули соединяют между собой с помощью тросов или цепей. Каждый модуль нагревателя состоит из нескольких электронагревательных элементов, которые в нагревателе размещают по вершинам равностороннего треугольника. 4 з.п. ф-лы, 2 ил.
Description
Данное изобретение относится к технике и технологии добычи, и может быть применено для интенсификации добычи нефти и газа. Обеспечивает увеличение добычи нефти и газа, оптимизацию процессов высоковязкой скважинной продукции при помощи совокупной работы насосного и теплового оборудования для изменения реологических свойств (например, вязкости) добываемой скважинной продукции. Изобретение направлено на изменение реологических свойств добываемой пластовой продукции для повышения нефтеотдачи пласта за счет снижения вязкости добываемой продукции, снижение энергопотребления и расширение функциональных возможностей применения насосов, общей надежности и увеличению наработки до отказа.
Предлагаемый способ делает возможным добычу скважинной высоковязкой продукции с помощью любых насосов без существенного изменения их характеристик, например, коэффициента полезного действия, что достигается с помощью нагрева добываемой продукции внутри скважины, что ведет к изменению ее реологических свойств, в частности, снижению вязкости.
Из традиционно используемых для добычи нефти типов насосов наиболее приспособленными для извлечения высоковязкой продукции являются винтовые насосы. Скважинные винтовые насосы работают за счет передачи энергии в виде вращающейся колонны насосных штанг от, установленного на устье скважины электродвигателя или с помощью передачи энергии от погружного электродвигателя.
Однако эффективность их эксплуатации существенно зависит от качества материала для изготовления обоймы. Довольно часто требуется добывать высоковязкую продукцию из глубоко залегающих продуктивных пластов, в связи с чем нередко возникает трудность связанная с недостаточностью напора существующих винтовых насосов и недостаточными эксплуатационными свойствами эластомеров для производства их составных элементов, связи с чем, во многих случаях, добыча высоковязкой продукции проводится стандартными методами с помощью УЭЦН, ШГН. Использование, например, УЭЦН в данном случае вынуждает применять насосы с существенно большими напором, подачей и мощностью по сравнению с добычей продукции с низкой вязкостью, в связи с существенным влиянием вязкости добываемой продукции, выражающимся в виде снижения напора и подачи.
Известны способы добычи высоковязкой продукции скважин с помощью винтовых насосных установок, скважинных штанговых насосных установок (ШГН), установок погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН) [Ивановский В.Н. и д.р. Скважинные насосные установки для добычи нефти. Учебное пособие. М.: ГУП Изд-во "Нефть и газ" РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002 - 824 стр. Термические методы воздействия на нефтяные пласты. Справочное пособие "Недра", 1995 г., стр. 82].
Общим недостатком всех этих способов является существенное влияние реологических свойств (например, вязкости) добываемой продукции на показатели работы насосных установок, например КПД, он может существенно снижаться.
Из уровня техники известен способ разработки залежей высоковязких нефтей или битумов (см. RU 2213858 С1, опуб. 10.10.2003), включающий вскрытие пласта эксплуатационными скважинами, прогрев пласта высокочастотным электромагнитным воздействием и отбор нефти через эксплуатационные скважины, согласно изобретению при разработке залежей высоковязких нефтей или битумов пласт вскрывают лишь одной эксплуатационной скважиной и подвергают высокочастотному электромагнитному воздействию при закрытой скважине, после прекращения высокочастотного электромагнитного воздействия скважину открывают и дают возможность релаксировать пластовому давлению при отборе нефти, порядок действий прогрев-релаксация повторяют циклически.
Недостатком указанного аналога тоже является невозможность поддержания температуры добываемой продукции на определенном значении, поскольку тепловое воздействие оказывается циклически, что приводит к изменению температуры добываемой продукции во время отключения нагрева.
Также из уровня техники известен способ нагрева газожидкостной смеси в скважине для предотвращения отложений парафина на стенках насосно-компрессорных труб (см. RU 2450117 С1, опуб. 10.05.2012), в котором используют насосно-компрессорные трубы, электроцентробежный насос, трехфазный кабель, газожидкостную смесь с парафином, забой скважины, перфорационные отверстия в обсадной колонне, при этом способ включает следующие операции: а) предварительно размещают на торце насосно-компрессорной трубы проточные кольцевые нагреватели, как минимум один, для осуществления нагрева газожидкостной смеси с парафином на забое скважины, б) предварительно на насосно-компрессорной трубе, соединенной с электроцентробежным насосом, выполняют отверстия, предназначенные для выхода нагретой газожидкостной смеси и парафина из внутренней полости насосно-компрессорной трубы в пространство перед электроцентробежным насосом, в) дополнительно размещают на насосно-компрессорной трубе, размещенной над электроцентробежным насосом, проточные кольцевые нагреватели, как минимум один, для осуществления дополнительного нагрева газожидкостной смеси с парафином, г) осуществляют спуск насосно-компрессорных труб с проточными кольцевыми нагревателями в скважину до забоя с остановкой у верхних перфорационных отверстий, при этом осуществляется нагрев газожидкостной смеси, движущейся как внутри насосно-компрессорных труб, так и в кольцевом пространстве между обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами проточными кольцевыми нагревателями, тем самым предотвращая отложение парафина на стенках насосно-компрессорных труб.
Недостатки аналога заключаются в сложности его осуществления, и в частности невозможности осуществления для высоковязких нефтей, дороговизне и ненадежности применяемого кабеля, отсутствии возможности совместного управления насосом и нагревом добываемой продукции, а также в невозможности поддержания температуры добываемой продукции на заданном значении.
Наиболее близким, выбранным авторами в качестве прототипа, является способ прогрева призабойной зоны скважины (см. RU 2559975 С1, опуб. 20.08.2015), характеризуемый тем, что в призабойную зону скважины в интервал перфорации на хвостовике из насосно-компрессорных труб (НКТ) ниже скважинного погружного оборудования в зависимости от необходимой длины и мощности нагрева опускают один или несколько соединенных между собой скважинных электрических резистивных нагревателей, производят управляемый прогрев околоскважинного пространства призабойной зоны и поступающей в скважину пластовой жидкости, при этом в нижней трубе, на которой укрепляют нагреватель, изготавливают щелевые отверстия, через которые осуществляют свободное перемещение нагретой скважинной жидкости из затрубного пространства во внутреннее пространство НКТ и обратно, а сам скважинный нагреватель используют как со штанговыми глубинными насосами, так и с электрическими центробежными и винтовыми насосами и в фонтанных и газлифтных скважинах, одновременно с помощью станции управления поддерживают в автоматическом режиме заданную температуру нагревателя, одновременно контролируют температуру отходящего от нагревателя потока и температуру выходящего потока жидкости на устье скважины, а подачу необходимой мощности на нагреватель с учетом контрольных измерений автоматически регулируют программируемым контроллером станции управления заданной температурой нагревателя, тем самым на призабойную зону скважины оказывают необходимое тепловое воздействие.
Недостатками прототипа являются: низкая эффективность теплоотвода от поверхности нагревательного элемента до внутренней поверхности корпуса скважинного нагревателя, кроме того на границе теплоноситель/внутренняя стенка корпуса скважинного нагревателя имеется большой температурный перепад, что требует большей площади внешней поверхности корпуса скважинного нагревателя для отвода заданной мощности; в случае увеличения мощности скважинного нагревателя по мере роста температуры рабочей жидкости, требуется контролировать температуру элементов соответствующей аппаратурой, что ведет к усложнению конструкции устройства; использование рабочей жидкости в виде промежуточного теплоносителя в полости скважинного нагревателя приводит к увеличению массы всего устройства в условиях ограниченного диаметра скважин по сравнению с устройствами пряного нагрева; использование рабочей жидкости в виде промежуточного теплоносителя в полости скважинного нагревателя приводит к избыточным массовым характеристикам всего устройства в условиях ограниченного диаметра скважин.
Общим недостатком известных способов добычи высоковязкой продукции является невозможность управления температурой продукции в добывающих скважинах во время ее добычи, а соответственно и ее реологическими свойствами, что приводит к необходимости применения насосных установок, предназначенных для добычи высоковязкой продукции возможно имеющей высокую начальную температуру. Это возникает вследствие того, что тепловое воздействие оказывается в целом на продуктивный пласт для увеличения его нефтеотдачи, а не на продукцию уже находящуюся в добывающей скважине.
Предлагаемый способ направлен на изменение реологических свойств добываемой продукции для возможности применения стандартных насосных установок без существенного снижения эффективности их работы.
Задачей настоящего изобретения является повышение эффективности добычи скважинной продукции, имеющей первоначальную повышенную вязкость, с помощью стандартных насосных установок, предназначенных для эксплуатации скважин с продукцией низкой вязкости.
Технический результат заключается в повышении эффективности добычи вязкой продукции нефтяной скважины за счет совместного управления насосной установкой и внутрискважинным нагревателем по данным с датчиков технологических параметров.
Технический результат достигается способом добычи вязкой продукции нефтяной скважины, включающем спуск в скважину нагревателя и насосной установки, прогрев продукции и ее подъем из скважины с помощью насоса, при этом с помощью станции управления поддерживают заданную температуру нагревателя, согласно изобретению нагреватель устанавливается под насосную установку, при этом нагрев производят постоянно или кратковременно-циклично, причем температуру нагрева и режим работы нагревателя контролируют и/или задают с помощью системы управления, входящей в состав станции управления насосной установкой или устанавливаемой отдельно, при этом управление насосной установкой и нагревателем осуществляется по сигналам с датчиков технологических параметров.
Кроме того, нагреватель соединен со станцией управления геокабелем.
Кроме того, нагреватель является модульным, количество модулей выбирается в зависимости от требуемой мощности и составляет от 2 до 12 модулей.
Кроме того, модули соединяют между собой с помощью фланцевого соединения, или с помощью тросов, или цепей, или гибкой связи.
Кроме того, нагреватель выбирают индукционного и/или резистивного принципа действия.
Кроме того, электронагревательные элементы в нагревателе размещают по вершинам равностороннего треугольника, при этом полость цилиндра заполнена теплопроводящим материалом.
Кроме того, каждый модуль оснащен датчиком температуры с обратной связью.
Кроме того, на внешней поверхности корпуса нагревателя размещают ребра.
На сопроводительных чертежах показан иллюстрационный вариант осуществления предложенного способа добычи вязкой продукции, однако не следует считать данный пример единственным осуществлением и каким-либо образом ограничивающим осуществление предложенного способа. На фиг. 1 показана схема размещения насосной установки и нагревательного элемента в скважине, на фиг. 2 показана схема управления.
Технический результат достигается комплектным набором оборудования частотно-регулируемого привода (ЧРЭП) и внутрискважинного нагревателя унифицированного типа. При этом снижается энергопотребление насосной установки за счет снижения вязкости жидкости, появляется возможность замены насосного агрегата на насосный агрегат с меньшей мощностью.
Способ осуществляют следующим образом. Собирают спускаемую в скважину установку (см. фиг.1), состоящую из нагревателя 1, насоса 2, трубы НКТ 3, обратного клапана 4, патрубка (1/2 м) 5, сбивного клапана 6, патрубка (1/2 м) 7, кольца Рудака 8, колонны НКТ 9, клямс 10, протектора 11 двухканального на всех муфтах НКТ, кабеля 12, устьевой арматуры 13 с двумя кабельными вводами, клеммной коробки 14, станции управления 15, трансформатора 16, сдвоенного патрубка 17, муфты 18, защиты оконцовочного устройства ЗОК 19, термопреобразователя 20, геокабеля 21. Клямсы (например, ПКК 73) устанавливают на каждой трубе НКт по три штуки. Протекторы кабельные (например, ПК 73/2) устанавливают на всех муфтах НКТ. Спускают в скважину нагреватель 1 и насосную установку, прогревают продукцию и осуществляют ее подъем из скважины с помощью насоса 2, при этом с помощью станции управления 15 поддерживают заданную температуру нагревателя 1, согласно изобретению нагреватель 1 устанавливается под насосную установку, при этом нагрев производят постоянно или кратковременно-циклично, причем температуру нагрева и режим работы нагревателя контролируют и/или задают с помощью системы управления 15, входящей в состав станции управления насосной установкой или устанавливаемой отдельно, при этом управление насосной установкой и нагревателем осуществляется по сигналам с датчиков технологических параметров. Нагреватель 1 соединен со станцией управления 15 геокабелем 21. Кроме того, нагреватель 1 является модульным, количество модулей выбирается в зависимости от требуемой мощности и составляет от 2 до 12 модулей. Кроме того, модули соединяют между собой с помощью фланцевого соединения, или с помощью тросов, или цепей, или гибкой связи. Кроме того, нагреватель 1 выбирают индукционного и/или резистивного принципа действия. Каждый модуль нагревателя 1 состоит из нескольких электронагревательных элементов, которые в нагревателе размещают по вершинам равностороннего треугольника, при этом полость цилиндра заполнена теплопроводящим материалом. Кроме того, каждый модуль оснащен датчиком температуры с обратной связью. Кроме того, на внешней поверхности корпуса нагревателя размещают ребра.
Функциональная схема системы управления для скважин с высоковязкой продукцией представлена на фиг. 2 при совместной работе ЧРЭП и внутрискважинного нагревателя унифицированного типа. Управляющий контроллер регулирует скорость вращения вала приводного электродвигателя (ЭД) посредством преобразователя частоты (ПЧ). Одновременно осуществляется управление внутрискважинным нагревателем унифицированного (ВНУ) типа. Путем формирования сигнала для блока питания (БП). Конструктивно контроллер, преобразователь частоты и блок питания могут быть установлены как в станции управления скважинной СУ, так и отдельно с целью унификации с действующим фондом оборудования. Управление осуществляется по сигналам с датчиков технологических параметров Д1, Д2, … Дn. Состав датчиков меняется в зависимости от конструкции скважин, конфигурации системы и типа используемого насоса.
Указанный результат достигается сочетанием работы насосной установки с ЧРЭП, а также постоянного и/или кратковременно-циклического нагрева добываемой продукции внутри скважины с помощью электрического нагревательного оборудования, за счет чего изменяются ее реологические свойства, в частности снижается вязкость, что уменьшает или исключает снижение энергетических характеристик скважинных насосных установок и дает возможность применять насосные установки, в частности, УЭЦН, без существенного запаса по напору, мощности и подаче. Таким образом, повышается эффективность добычи вязкой продукции нефтяной скважины за счет совместного управления насосной установкой и внутрискважинным нагревателем по данным с датчиков технологических параметров.
Проведенный патентный анализ выявил отличия от известного уровня техники, в связи с чем предложенный способ соответствует критерию патентоспособности «новизна». Известные решения в области добычи вязкой продукции нефтяной скважины не содержат всех существенных признаков предложенного способа, в связи с чем предложенный способ соответствует критерию патентоспособности «изобретательский уровень». Предложенный способ может быть осуществлен оборудованием, выпускаемым промышленностью с применением известных материалов и технологий, в связи с чем предложенный способ соответствует критерию патентоспособности «промышленная применимость».
Следует понимать, что после рассмотрения специалистом приведенного описания с примером осуществления способа добычи вязкой продукции нефтяной скважины, а также сопроводительных чертежей, для него станут очевидными другие изменения, модификации и варианты реализации заявленного изобретения. Таким образом, все подобные изменения, модификации и варианты реализации, а также другие области применения, не имеющие расхождений с сущностью настоящего изобретения, следует считать защищенными настоящим изобретением в объеме прилагаемой формулы изобретения.
Claims (5)
1. Способ добычи вязкой продукции нефтяной скважины, включающий спуск в скважину нагревателя и насосной установки, прогрев продукции и ее подъем из скважины с помощью насоса, при этом с помощью станции управления поддерживают заданную температуру нагревателя, отличающийся тем, что нагреватель устанавливают под насосную установку, при этом нагрев производят постоянно или кратковременно-циклично, причем температуру нагрева и режим работы нагревателя контролируют и/или задают с помощью системы управления, входящей в состав станции управления насосной установкой или устанавливаемой отдельно, при этом управление насосной установкой и нагревателем осуществляют по сигналам с датчиков технологических параметров, при этом нагреватель выполняют модульным, модули соединяют между собой с помощью тросов или цепей, при этом каждый модуль нагревателя состоит из нескольких электронагревательных элементов, которые в нагревателе размещают по вершинам равностороннего треугольника.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что нагреватель соединяют со станцией управления геокабелем.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что модули выбирают в зависимости от требуемой мощности и принимают в количестве от 2 до 12.
4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что нагреватель выбирают индукционного и/или резистивного принципа действия.
5. Способ по п. 1, в котором каждый модуль оснащают датчиком температуры с обратной связью.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2018131764A RU2710057C1 (ru) | 2018-09-05 | 2018-09-05 | Способ добычи вязкой продукции нефтяной скважины |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2018131764A RU2710057C1 (ru) | 2018-09-05 | 2018-09-05 | Способ добычи вязкой продукции нефтяной скважины |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2710057C1 true RU2710057C1 (ru) | 2019-12-24 |
Family
ID=69022949
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2018131764A RU2710057C1 (ru) | 2018-09-05 | 2018-09-05 | Способ добычи вязкой продукции нефтяной скважины |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2710057C1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN116839223A (zh) * | 2023-09-01 | 2023-10-03 | 新疆智普科研服务有限公司 | 一种油气智能化加热装置及其控制方法 |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1262021A1 (ru) * | 1985-05-29 | 1986-10-07 | МГУ им.М.В.Ломоносова | Теплоаккумул торный ледовый бур |
US5465789A (en) * | 1993-02-17 | 1995-11-14 | Evans; James O. | Apparatus and method of magnetic well stimulation |
RU2379495C1 (ru) * | 2008-09-19 | 2010-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ теплового воздействия на нефтяной пласт и устройство для его осуществления |
RU2426868C1 (ru) * | 2007-08-03 | 2011-08-20 | Сименс Акциенгезелльшафт | Устройство для добычи углеводородсодержащей субстанции в местах естественного залегания |
RU128894U1 (ru) * | 2012-12-07 | 2013-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Макс Инжиниринг" | Многофункциональная автоматическая комплексная станция интеллектуальной скважины |
RU2559975C1 (ru) * | 2014-06-02 | 2015-08-20 | Владимир Александрович Кузнецов | Способ прогрева призабойной зоны скважины и устройство для его осуществления |
-
2018
- 2018-09-05 RU RU2018131764A patent/RU2710057C1/ru active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1262021A1 (ru) * | 1985-05-29 | 1986-10-07 | МГУ им.М.В.Ломоносова | Теплоаккумул торный ледовый бур |
US5465789A (en) * | 1993-02-17 | 1995-11-14 | Evans; James O. | Apparatus and method of magnetic well stimulation |
RU2426868C1 (ru) * | 2007-08-03 | 2011-08-20 | Сименс Акциенгезелльшафт | Устройство для добычи углеводородсодержащей субстанции в местах естественного залегания |
RU2379495C1 (ru) * | 2008-09-19 | 2010-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ теплового воздействия на нефтяной пласт и устройство для его осуществления |
RU128894U1 (ru) * | 2012-12-07 | 2013-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Макс Инжиниринг" | Многофункциональная автоматическая комплексная станция интеллектуальной скважины |
RU2559975C1 (ru) * | 2014-06-02 | 2015-08-20 | Владимир Александрович Кузнецов | Способ прогрева призабойной зоны скважины и устройство для его осуществления |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN116839223A (zh) * | 2023-09-01 | 2023-10-03 | 新疆智普科研服务有限公司 | 一种油气智能化加热装置及其控制方法 |
CN116839223B (zh) * | 2023-09-01 | 2023-11-24 | 新疆智普科研服务有限公司 | 一种油气智能化加热装置及其控制方法 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US7610964B2 (en) | Positive displacement pump | |
US10115880B2 (en) | System and method for harvesting energy down-hole from an isothermal segment of a wellbore | |
RU2559975C1 (ru) | Способ прогрева призабойной зоны скважины и устройство для его осуществления | |
RU2407884C1 (ru) | Способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины | |
US10968729B2 (en) | Downhole heater | |
RU2017100408A (ru) | Внутрискважинная система | |
RU134575U1 (ru) | Устройство добычи высоковязкой нефти | |
RU2710057C1 (ru) | Способ добычи вязкой продукции нефтяной скважины | |
CA2903330A1 (en) | Apparatus and method for determining fluid interface proximate an electrical submersible pump and operating the same in response thereto | |
US10221663B2 (en) | Wireline-deployed positive displacement pump for wells | |
RU191632U1 (ru) | Нагреватель скважинный | |
RU2526047C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием | |
WO2020225679A1 (ru) | Способ добычи продукции нефтяной скважины, установка для его осуществления и скважинный нагревательный модуль | |
RU2538010C2 (ru) | Установка для эксплуатации нефтяной скважины | |
EP3204600B1 (en) | Inflow control system for use in a wellbore | |
RU2305171C1 (ru) | Автоматическое клапанное устройство для перепуска затрубного газа | |
US8439105B2 (en) | Completion system for subsurface equipment | |
US11859474B2 (en) | Lubricating downhole rotating machine | |
RU2639003C1 (ru) | Способ добычи высоковязкой нефти | |
RU2713290C1 (ru) | Скважинная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов | |
RU2705652C1 (ru) | Устройство для теплоизоляции нагнетательной скважины в зоне вечной мерзлоты | |
RU2618710C2 (ru) | Установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважины | |
RU2617733C2 (ru) | Установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважины | |
RU2414593C1 (ru) | Способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины | |
RU2445452C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти и битумов и устройство для теплового вытеснения продукции из горизонтальных скважин |