Патенты автора Кучумова Валентина Васильевна (RU)
ОТСЕКАТЕЛЬ ПАРА ДЛЯ ПОДЗЕМНОЙ СКВАЖИНЫ ПРИ ТЕРМОШАХТНОЙ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ // 2625061
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при термошахтной разработке месторождения высоковязкой нефти. Техническим результатом является повышение надежности работы отсекателя. Отсекатель пара содержит корпус, гидравлически сообщающийся с устьем скважины, основной выпускной клапан, седло которого установлено в днище корпуса, и поплавковый привод выпускного клапана. Отсекатель снабжен дополнительным выпускным клапаном, седло которого также установлено в днище корпуса, причем запорные элементы клапанов установлены с возможностью их последовательного открытия внутрь корпуса с помощью одного поплавкового привода. Поплавковый привод выпускных клапанов выполнен в виде консоли, шарнирно закрепленной в корпусе с возможностью перемещения консоли в вертикальной плоскости, на свободном конце которой закреплен поплавок, при этом выпускные клапаны установлены по разные стороны консоли. Перпендикулярно консоли установлена и жестко закреплена штанга, на которую свободно насажены тяги, жестко соединенные с запорными элементами. Длина тяги запорного элемента дополнительного выпускного клапана больше длины тяги запорного элемента основного клапана, причем каждый запорный элемент клапана выполнен снизу с направляющим хвостовиком, длина которого больше длины полного хода запорного элемента. 3 ил., 1 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки месторождения. Способ разработки месторождения высоковязкой нефти или природных битумов включает бурение с поверхности земли горизонтальных и вертикальных скважин на площади разрабатываемого участка, закачку теплоносителя в скважины и отбор жидкости. Причем горизонтальные скважины бурят со стороны границ нефтеносности разрабатываемого месторождения в направлении площади смежного участка, отработанного или находящегося в завершающей стадии разработки, например, по термошахтной технологии. При этом горизонтальные стволы скважин бурят пологонаклонными в интервале нефтяного пласта и соединяют забои скважин с внутренним пространством буровой галереи, расположенной в нижней части нефтяного пласта. Проводят термометрию пласта по каждому пологонаклонному стволу горизонтальной скважины. По ее результатам определяют на площади разрабатываемого участка линию температуры текучести нефти в коллекторе под действием сил гравитации. Разделяют площадь разрабатываемого участка на две зоны: внутреннюю прогретую зону, ограниченную контуром участка, отработанного или находящегося в завершающей стадии разработки, и линией температуры текучести нефти, и внешнюю непрогретую зону, ограниченную линией температуры текучести нефти и линией, соответствующей "пяткам" горизонтальных скважин. При этом в каждом промежутке между пологонаклонными стволами горизонтальных скважин во внешней непрогретой зоне бурят с поверхности земли, по крайней мере, одну вертикальную нагнетательную скважину и располагают ее на линии температуры текучести нефти. Определяют приемистость каждой вертикальной скважины путем закачки теплоносителя в каждую скважину и выявляют скважины с отсутствием приемистости. Осуществляют прогрев скважин с отсутствием приемистости путем циркуляции теплоносителя в скважине до достижения ими средней приемистости по участку и одновременно ведут постоянную закачку теплоносителя во все вертикальные и горизонтальные скважины. При этом обеспечивают превышение давления теплоносителя на устьях вертикальных скважин над давлением теплоносителя на устьях горизонтальных скважин и одновременно осуществляют отбор жидкости через забои горизонтальных скважин, расположенных в полости буровой галереи, контролируют температуру добываемой жидкости на забоях горизонтальных скважин, поддерживая ее на уровне 90°C путем регулирования расхода теплоносителя в вертикальные и горизонтальные скважины, сохраняя разницу давлений на устьях горизонтальных и вертикальных скважин, и эксплуатируют участок до запланированного коэффициента нефтеотдачи пласта. 6 ил., 1 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти. Устройство содержит корпус, гидравлически сообщающийся с устьем скважины, выпускной клапан, седло которого установлено в днище корпуса, а запорный орган соединен с поплавком. При этом устье скважины гидравлически соединяют с верхней частью корпуса. Устройство снабжено дополнительным выпускным клапаном, седло которого также установлено в днище корпуса, а запорные элементы клапанов соединены между собой с помощью коромысла, шарнирно закрепленного в корпусе устройства. Клапаны устройства установлены с возможностью одновременного их открытия в диаметрально противоположные стороны, а запорные органы клапанов выполнены, например, в виде конусов. При этом произведения длин плеч коромысла на площадь соответствующих выпускных отверстий седел выпускных клапанов равны между собой. Возможен вариант исполнения устройства, когда корпус устройства разделен на две камеры, каждая из которых гидравлически сообщена с устьем скважины. При этом выпускные клапаны установлены в днище каждой камеры, а поплавок расположен в камере большего объема. Также возможен вариант исполнения устройства, когда корпус устройства разделен на две камеры, гидравлически сообщающиеся между собой. При этом камера меньшего объема гидравлически сообщена с устьем скважины. Технический результат заключается в повышении надежности работы устройства. 2 з.п. ф-лы, 3 ил., 1 пр.
СПОСОБ ТЕРМОШАХТНОЙ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ПО ОДНОГОРИЗОНТНОЙ СИСТЕМЕ // 2529039
Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых месторождений. Техническим результатом изобретения является учет влияния изменения напряженного состояния газоносного пласта на изменение коэффициентов фильтрационного сопротивления призабойной зоны. Сущность изобретения: способ включает проводку добывающей галереи в продуктивном нефтяном пласте или ниже него, бурение из добывающей галереи подземных пологонаклонных и/или горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин, закачку пара от поверхностной пароподающей скважины через нагнетательные скважины и отбор пластовой жидкости через добывающие скважины. Согласно изобретению одну нагнетательную и одну добывающую скважину объединяют в пару, представляющую отдельный дренажно-нагнетательный элемент. Траектории бурения нагнетательной и добывающей скважин в каждом дренажно-нагнетательном элементе прокладывают с учетом расположения забоев скважин на контуре участка в непосредственной близости друг от друга вплоть до пересечения их между собой, образуя зону схождения забоев. При этом в плане траектории нагнетательных скважин двух соседних дренажно-нагнетательных элементов располагают между добывающими скважинами, а устья каждой пары нагнетательных и добывающих скважин соседних дренажно-нагнетательных элементов образуют в галерее зону схождения устьев. При этом дренажно-нагнетательные элементы распределяют равномерно по всей площади участка в один или несколько ярусов в зависимости от толщины пласта. 1 пр., 4 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к термошахтным способам разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов. Обеспечивает увеличение конечной нефтеотдачи пласта за счет одновременного поэлементного охвата всей площади разрабатываемого участка пласта прогревом и дренированием путем контролируемого нагнетания пара и отбора нефти из каждой конкретной зоны. Сущность изобретения: способ предусматривает выделение на площади участка залежи условных элементов с высотой, соответствующей толщине нефтяного пласта, бурение нагнетательных скважин с поверхности в центральную часть каждого условного элемента с выделением по геолого-геофизическим данным по каждой нагнетательной скважине в нижней части пласта в каждом условном элементе наиболее проницаемого пропластка, бурение добывающих скважин из горной выработки в наиболее проницаемый пропласток в каждом условном элементе. Одной добывающей скважиной вскрывают наиболее проницаемый пропласток нескольких условных элементов, если наиболее проницаемый пропласток в смежных элементах расположен на одном уровне или выше, чем в ранее пройденных элементах. Забой добывающей скважины размещают на внешней границе условного элемента. Определяют наличие гидравлической связи между нагнетательной и добывающей скважинами в каждом условном элементе. При отсутствии гидравлической связи между нагнетательной и добывающей скважинами эту связь обеспечивают, например, гидроразрывом пласта. Закачку теплоносителя осуществляют во все нагнетательные скважины, при этом каждую нагнетательную скважину обсаживают на глубину от устья до кровли пласта. Осуществляют контроль за параметрами жидкости в каждой добывающей скважине. При прорыве теплоносителя в добывающую скважину какого-либо условного элемента осуществляют мероприятия по увеличению расстояния между зоной нагнетания и зоной отбора, например, производят закачку изолирующего раствора в нагнетательную скважину. Эти мероприятия осуществляют неоднократно при повторных прорывах теплоносителя в эту же добывающую скважину этого же условного элемента до подъема зоны нагнетания в нагнетательной скважине до кровли пласта. Закачку теплоносителя осуществляют до полной выработки запасов из данного условного элемента с последующим отключением нагнетательной скважины этого элемента. 6 з.п. ф-лы, 1 пр., 5 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при добыче жидкости с высоким содержанием парафинов
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к термошахтным способам разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов
