Патенты автора Андаева Екатерина Алексеевна (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для интенсификации отбора нефти или закачки воды. Гидравлический вибратор содержит золотник и ствол с донным отверстием. Ствол и золотник выполнены с щелевыми прорезями, расположенными под углом к их образующей. Щелевые прорези золотника расположены в противоположном направлении к щелевым прорезям ствола. На обоих торцах золотника имеется цилиндрический выступ, наружная и внутренняя стенки которого примыкают к соответствующим стенкам золотника. С открытых торцов каждого выступа напротив щелевых прорезей золотника выполнены канавки. С торца ствола, расположенного напротив верхнего выступа золотника, выполнены углубления. Каждое углубление расположено напротив щелевых прорезей ствола и направление каждого из них совпадает с направлением этих прорезей ствола. С вертикально расположенной стенки каждого углубления ствола просверлено отверстие. С наружной боковой стенки ствола напротив углублений выполнена цилиндрическая расточка, снабженная кольцом. Наружный диаметр кольца выбран равным наружному диаметру золотника, а высота равна глубине углубления ствола. Нижний конец ствола под золотником выполнен с наружной боковой цилиндрической стенкой, примыкающей к наружной стенке ствола, куда посажен золотник. На нижнем конце ствола имеется опора для золотника, выполненная в виде втулки, которая своим отверстием неподвижно с помощью стопорных винтов посажена на нижний конец ствола. С верхнего торца втулки напротив каждой щелевой прорези ствола выполнены углубления, расположенные по направлению щелевых прорезей ствола. Каждое углубление втулки не доходит до наружной стенки втулки и открыто к внутренней стенке втулки. Напротив каждого углубления втулки просверлено отверстие, расположенное по направлению углубления втулки. Золотник между кольцом ствола и втулкой установлен в стволе с возможностью вращения. Обеспечивается повышение работоспособности. 4 ил.

Настоящее изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к подготовке пластовых вод для поддержания пластового давления нефтяных залежей. Способ подготовки пластовых вод для системы поддержания пластового давления нефтяных залежей девона и/или нижнего карбона и залежей среднего и/или верхнего карбона содержит этапы, на которых: добывают водогазонефтяную смесь – ВГНС из залежей девона и/или нижнего карбона, а также из залежей среднего и/или верхнего карбона, осуществляют извлечение нефти из указанной ВГНС и извлечение из нее нефти, полученные в результате этого пластовые воды залежей девона и/или нижнего карбона, содержащие ионы двухвалентного железа, смешивают с полученными в результате этого пластовыми водами залежей среднего и/или верхнего карбона, содержащими сероводород, добавляют по меньшей мере один коагулянт в смешанные пластовые воды для укрупнения частиц мелкодисперсной взвеси сульфида железа, образовавшегося в результате указанного смешивания, осуществляют очистку смешанных пластовых вод от взвеси сульфида железа и подают очищенную смесь пластовых вод в указанную систему поддержания пластового давления для закачки в нагнетательные скважины, эксплуатирующие залежи девона и/или нижнего карбона, а также залежи среднего и/или верхнего карбона. Способ поддержания пластового давления нефтяных залежей девона и/или нижнего карбона и залежей среднего и/или верхнего карбона содержит этап, на котором осуществляют закачку пластовых вод, подготовленных указанным выше способом, в нагнетательные скважины, эксплуатирующие залежи девона и/или нижнего карбона, а также залежи среднего и/или верхнего карбона. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – обеспечение возможности совместной подготовки пластовых вод из залежей девона и карбона для поддержания давления в указанных залежах.. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу и системе контроля катодной защиты эксплуатационных колонн. Техническим результатом является повышение производительности скважины за счёт сокращения времени измерений при сохранении необходимой точности. Способ контроля катодной защиты эксплуатационной колонны содержит этапы, на которых: помещают в скважину с помощью спуско-подъемного оборудования груз-зонд зондовой установки бокового каротажного зондирования (БКЗ), который содержит первый измерительный электрод, электрически соединенный со вторым измерительным электродом, расположенным на поверхности вблизи устья скважины. Измеряют потенциал самопроизвольной поляризации (ПС) путем измерения разности потенциалов между первым измерительным электродом и вторым измерительным электродом с помощью вольтметра, расположенного в гальванической цепи зондовой установки БКЗ. Измерения потенциала ПС производят по мере перемещения зонда вдоль ствола скважины и для состояния скважины с подключенной катодной защитой, и для состояния скважины с отключенной катодной защитой. Данные об измеренном потенциале ПС передают в блок анализа и на основании принятых данных оценивают текущее состояние катодной защиты эксплуатационной колонны. 24 з.п. ф-лы, 2 ил.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - сокращение сроков освоения скважины, энергетических и трудозатрат на транспортировку, переработку и утилизацию используемой в способе кислоты, уменьшение коррозии внутрискважинного оборудования. Способ освоения нефтедобывающей скважины включает этапы: кислотной обработки призабойной зоны скважины, на котором закачивают кислотный раствор в призабойную зону, выжидают период времени реагирования кислотного раствора с породой призабойной зоны; свабирования, на котором спускают хвостовик в призабойную зону, причем хвостовик загружен гранулами металлического магния, спускают сваб в скважину, отбирают текучую среду из скважины, причем текучая среда, отбираемая из скважины посредством свабирования, при прохождении через хвостовик приводится в контакт с гранулами металлического магния, загруженного в хвостовик. Устройство для нейтрализации кислоты содержит хвостовик, соединенный с колонной насосно-компрессорных труб НКТ или представляющий собой часть колонны НКТ, при этом хвостовик имеет корпус, внутреннюю полость, в которую загружаются гранулы металлического магния, и отверстия для отбора текучей среды, выполненные в корпусе хвостовика, при этом полость хвостовика имеет сообщение с отверстием колонны НКТ, причем указанные отверстия имеют прямоугольную, круглую, трапециевидную форму или их комбинации. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 2 ил.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам освоения нефтедобывающих скважин и устройству для осуществления этих способов. Технический результат - уменьшение коррозии внутрискважинного оборудования, сокращение сроков освоения скважины, энергетических и трудозатрат на транспортировку, переработку и утилизацию кислоты. Способ освоения нефтедобывающей скважины включает этапы: кислотной обработки призабойной зоны скважины, на котором закачивают кислотный раствор в призабойную зону, выжидают период времени реагирования кислотного раствора с породой призабойной зоны; перевода скважины в режим эксплуатации, на котором спускают хвостовик в призабойную зону, причем хвостовик загружен гранулами металлического магния, спускают насосное оборудование в скважину, переводят насосное оборудование в режим эксплуатации, отбирают текучую среду из скважины, причем текучая среда, отбираемая из скважины посредством насосного оборудования, при прохождении через хвостовик приводится в контакт с гранулами металлического магния, загруженного в хвостовик, направляют откачиваемую текучую среду на выкидную линию. Устройство для нейтрализации кислоты содержит хвостовик, соединенный с колонной насосно-компрессроных труб (НКТ), при этом хвостовик имеет корпус, внутреннюю полость, в которую загружаются гранулы металлического магния, и отверстия для отбора текучей среды, выполненные в корпусе хвостовика, при этом полость хвостовика имеет сообщение с отверстием колонны НКТ. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к области исследования характеристик скважин. Техническим результатом является обеспечение возможности проведения оперативного контроля скважины одновременно с этапом ее освоения. Предложена система экспресс-определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин для осуществления способа экспресс-определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин при их освоении, содержащая: средство снижения давления в скважине до давления ниже пластового; эхолот для измерения кривой восстановления уровня; пробоотборник для отбора жидкости при откачке во время цикла освоения; средство измерения плотности жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения; средство измерения вязкости жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения (μ сП); средство измерения нефтенасыщенной толщины; средство измерения конечной отметки цикла откачки жидкости; средство измерения уровня при восстановлении уровня через час (H1, м); средство измерения начальной отметки следующего цикла освоения (НН, м); средство измерения времени восстановления уровня (t, час); средство измерения объема полученной жидкости при откачке за последний цикл освоения (V1, м3); проницаемость удаленной зоны пласта (k, Д); средство вычисления скин-фактора; средство принятия решения о приостановке или продолжении освоения скважины. При этом система выполнена с возможностью: если значение скин-фактора положительное, приостановки освоения скважины и принятия решения о приостановке применения данной обработки скважины на других объектах с идентичными характеристиками пласта; если значение скин-фактора отрицательное, продолжения освоения скважины и ввода ее в эксплуатацию, а также принятия решения о возможности применения данной обработки скважины на других объектах с идентичными характеристиками пласта, причем все элементы системы выполнены с возможностью установки непосредственно на исследуемой скважине. 8 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при эксплуатации высокообводненных нефтяных скважин на поздней стадии эксплуатации нефтяного месторождения. Технический результат - повышение эффективности эксплуатации нефтяных скважин с повышенной обводненностью. По способу выбирают скважину по обводненности и наличию нижележащего пласта. Выбранную скважину останавливают. Спускают в скважину насосно-компрессорные трубы - НКТ. Устанавливают пакер между обводненным и нижележащим пластами. Спускают последовательно два винтовых насоса. Нижний винтовой насос спускают ниже обводненного пласта. Верхний винтовой насос спускают в верхнюю часть НКТ. С помощью нижнего винтового насоса производят закачку скважинной жидкости в нижележащий пласт из обводненного пласта. Вытесняют нефть в обводненном пласте в верхнюю его часть за счет обеспечения необходимой скорости закачки скважинной жидкости. Откачивают верхним винтовым насосом поднявшуюся на поверхность пленку нефти. При этом обеспечивают работу винтовых насосов на номинальной частоте 1500 об/мин. Работу каждого винтового насоса регулируют с помощью отдельной станции управления с преобразователем частот. 2 н. и 20 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к области эксплуатации нефтедобывающего оборудования, а именно, к способу и устройству, применяемым для контроля состояния насосных штанг нефтедобывающих скважин. Технический результат, достигаемый заявленным решением, заключается в уменьшении времени определения прочности насосных штанг нефтедобывающих скважин в полевых условиях и одновременно в повышении достоверности определения. Указанный технический результат достигается благодаря тому, что разработан способ для определения прочностных характеристик насосных штанг нефтедобывающих скважин, включающий в себя этапы, на которых: определяют прочностные характеристики по меньшей мере одной насосной штанги на основании данных об оказанном давлении, полученных от блока приложения давления и данных об измеренном отклонении, полученных от блока измерения отклонения, посредством блока вычисления устройства определения прочностных характеристик; принимают решение о соответствии прочностных характеристик всех насосных штанг нефтедобывающей скважины предварительно установленным требованиям, в случае если определенные прочностные характеристики упомянутой по меньшей мере одной насосной штанги удовлетворяют первому предварительно заданному порогу прочности; или принимают решение о необходимости дополнительных измерений следующего множества насосных штанг нефтедобывающей скважины, в случае если определенные прочностные характеристики не удовлетворяют первому предварительно заданному порогу прочности и удовлетворяют второму предварительно заданному порогу прочности; или принимают решение о несоответствии прочностных характеристик всех насосных штанг нефтедобывающей скважины предварительно установленным требованиям, в случае если определенные прочностные характеристики упомянутой по меньшей мере одной насосной штанги не удовлетворяют второму предварительно заданному порогу прочности. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 2. ил.

Изобретение относится к области исследования характеристик скважин, а именно к способу экспресс-определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин, применяемому при освоении скважин, и системе его реализующей. Технический результат, достигаемый заявленным решением, заключается в обеспечении возможности проведения оперативного контроля скважины одновременно с этапом ее освоения и снижении затрат на освоение за счет сокращения сроков освоения скважины. Способ содержит этапы, на которых при освоении скважины осуществляют снижение давления в скважине до давления ниже пластового. Осуществляют измерение кривой восстановления уровня. Измеряются следующие параметры скважины: плотность жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения (ρ, кг/см3); вязкость жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения (µ, сПз); нефтенасыщенная толщина (h, см); конечная отметка цикла откачки жидкости (HK, м); отметка уровня при восстановлении уровня через час (H1, м); начальная отметка следующего цикла освоения (НН, м); время восстановления уровня (t, час); объем полученной жидкости при откачке за последний цикл освоения (V1, м3); проницаемость удаленной зоны пласта (k, Д). На основании указанных выше измеренных параметров скважины вычисляют скин-фактор. Если значение скин-фактора положительное, то приостанавливают освоение скважины и принимается решение о приостановке применения данной обработки скважины на других объектах с идентичными характеристиками пласта, если значение скин-фактора отрицательное, то продолжают освоение скважины и вводят ее в эксплуатацию, а также принимается решение о возможности применения данной обработки скважины на других объектах с идентичными характеристиками пласта. Система содержит средства для снижения давления в скважине, средства для измерения вышеуказанных параметров, средство принятия решения о приостановке или продолжении освоения скважины. 2 н. и 7 з. п. ф-лы, 7 ил.
Мы будем признательны, если вы окажете нашему проекту финансовую поддержку!

 


Наверх