Способ разработки многопластового нефтяного месторождения


 


Владельцы патента RU 2531226:

Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластового нефтяного месторождения. Обеспечивает повышение нефтеотдачи месторождения. Сущность изобретения: способ характеризуется тем, что при разработке месторождения, представленного верхним пластом в виде осадочных пород морского генезиса и нижним карбонатным пластом, определяют участки увеличенных толщин осадочных пород. По наличию таких участков делают вывод о наличии зоны разуплотнения карбонатного пласта с повышенным дебитом нефти. При этом увеличенная толщина осадочных пород совпадает в плане с зоной разуплотнения карбонатного пласта. Нагнетательными скважинами вскрывают верхний и нижний пласты и закачивают через них рабочий агент. Добывающими скважинами вскрывают зону увеличенных толщин осадочных отложений верхнего пласта и зону разуплотнения нижнего карбонатного пласта и отбирают через них пластовую продукцию. 1 табл., 1 пр.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластового нефтяного месторождения.

Известен способ разработки многопластового нефтяного месторождения, в котором вначале разбуривают самостоятельными сетками скважин расположенные друг под другом два разных по сорту нефти пласта: верхний пласт, насыщенный высоковязкой нефтью и нижний пласт, насыщенный низковязкой нефтью. Оба пласта разбуривают со вскрытием нижнего пласта. В добывающих скважинах, эксплуатирующих верхний пласт с высоковязкой нефтью, перфорируют часть нижнего пласта, насыщенного низковязкой нефтью. После этого ведут отборы смеси нефтей в этих же скважинах (Патент РФ №2103485, опубл. 27.01.1998).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки многопластового нефтяного месторождения, включающий проведение равномерных в плане сеток скважин на базисные горизонты, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности разработки за счет увеличения темпов добычи нефти путем рационального размещения скважин, каждый базисный горизонт вскрывают наклонно направленными скважинами, каждая из которых вскрывает базисный горизонт в точках геометрически правильной для данного горизонта сетки (Авторское свидетельство СССР №1314758, опубл. 1999.11.27 - прототип).

Общим недостатком известных технических решений является невысокая нефтеотдача месторождения.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи месторождения.

Задача решается тем, что в способе разработки многопластового нефтяного месторождения, включающем вскрытие пластов наклонно направленными скважинами, согласно изобретению, в нижнем пласте выявляют зоны разуплотнения, а наклонно направленные скважины проводят через оба пласта через зону разуплотнения в нижнем пласте и лежащую зону в верхнем пласте, совпадающую в структурном плане.

Сущность изобретения

При наличии верхнего линзовидного продуктивного пласта, например, бобриковского, есть опасность провести наклонную скважину мимо линзы или в зоне малой толщины пласта. В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи за счет вскрытия и эксплуатации многопластового месторождения наклонно направленными скважинами, проведенными через зоны верхнего продуктивного пласта с большими толщинами и через зоны нижнего пласта с максимальными дебитами.

Отмечено, что под зонами увеличения толщины бобриковских отложений более 1,5 метров, карбонатные отложения нижнего турнейского яруса имеют повышенные (более чем в 2 раза) дебиты из-за наличия зон разуплотнения. В частности, на исследованном разбуренном участке залежи наблюдается совпадение структурных планов турнейского яруса и бобриковских отложений. Этот факт позволяет считать, что существует тесная взаимосвязь во времени формирования пород - коллекторов бобриковского горизонта и турнейских отложений. По теории осадконакопления принято считать, что накопление терригенных осадочных пород морского генезиса происходит во время прогибания дна водного бассейна. При этом толщина осадочных пород пропорциональна глубине прогибания. На участках незначительного развития бобриковских осадочных пород турнейские отложения прогибались незначительно, а на участках увеличенных толщин бобриковских отложений погружение шло на большие глубины и более интенсивно. При этом интенсивное погружение турнейских отложений должно было приводить к появлению трещиноватости в карбонатных коллекторах, значит и к их повышенной проницаемости. Таким образом, можно сделать вывод, что увеличение толщины (мощности) бобриковского пласта совпадают в плане с зоной повышенной трещиноватости турнейских отложений.

Пример взаимозависимости толщины и дебита на участке залежи приведен в таблице.

Таблица
№ скв. Горизонт, пласт, ярус Толщина бобриковского пласта, м Дебит нефти по скважинам турнейского яруса, т/сут.
1 Бобриковский 6
2 Турнейский 20
3 Бобриковский 5,4
4 Турнейский 19
5 Бобриковский 2,2
6 Турнейский 5
7 Бобриковский 1,2
8 Турнейский 2

Скважины 1 и 2, 3 и 4, 5 и 6, 7 и 8 расположены в плане практически в одних зонах.

В соответствии с этим наклонно направленные скважины проводят через оба пласта через зону разуплотнения в нижнем пласте и лежащую зону в верхнем пласте, совпадающую в структурном плане, являющуюся зоной с большой толщиной продуктивного пласта. В результате дебиты скважин существенно возрастают, а нефтеотдача месторождения увеличивается.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают многопластовое нефтяное месторождение. Скважинами вскрывают бобриковский и турнейский пласты. Закачивают рабочий агент - пластовую воду через нагнетательные скважины в оба пласта и отбирают пластовую продукцию через наклонно направленные добывающие скважины из обоих пластов.

На залежи выделяют зоны турнейского пласта с повышенными дебитами добывающих скважин. Анализируют совпадающие в плане зоны бобриковского пласта. Проводят добывающие наклонно направленные скважины через выявленные зоны. В результате дебит скважин возрос с 1-2 до 4-6 т/сут, а нефтеотдача месторождения повысилась на 1,3%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу месторождения.

Способ разработки многопластового нефтяного месторождения, характеризующийся тем, что при разработке месторождения, представленного верхним пластом в виде осадочных пород морского генезиса и нижним карбонатным пластом, определяют участки увеличенных толщин осадочных пород, по чему делают вывод о наличии зоны разуплотнения карбонатного пласта с повышенным дебитом нефти, при этом увеличенная толщина осадочных пород совпадает в плане с зоной разуплотнения карбонатного пласта, нагнетательными скважинами вскрывают верхний и нижний пласты и закачивают через них рабочий агент, а добывающими скважинами вскрывают зону увеличенных толщин осадочных отложений верхнего пласта и зону разуплотнения нижнего карбонатного пласта и отбирают через них пластовую продукцию.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам разработки многофазных углеводородных залежей с отсутствием непроницаемых экранов между нефте- и газонасыщенными зонами пласта.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при разработке многообъектного нефтяного месторождения. Способ включает бурение наклонных скважин, вскрывающих несколько объектов, вторичное вскрытие продуктивных объектов, оборудование скважины устройствами для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) вскрытых объектов, отбор продукции через добывающие скважины и нагнетание рабочего агента через нагнетательные скважины.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для воздействия на застойную зону интервалов пластов. Способ включает многократное создание импульса пластового давления посредством закачки рабочего агента с заданными параметрами в нагнетательную скважину, осуществление регистрации и контроля скважинных параметров или времени в процессе эксплуатации нагнетательной скважины.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке двух эксплуатационных объектов многопластового нефтяного месторождения с терригенным типом коллектора.
Изобретение относится к способам разработки многопластового нефтяного месторождения. Способ включает вскрытие пластов нагнетательными и добывающими скважинами, закачку рабочего агента и отбор пластовой продукции.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации скважины. Способ включает закачку рабочего агента по длинной колонне с пакером в нижний объект и отбор пластовой жидкости по короткой колонне из верхнего объекта.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке двух эксплуатационных объектов многопластового нефтяного месторождения с терригенным типом коллектора.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к разработке месторождений нефти, подстилаемых водой. Способ эксплуатации скважины, расположенной в зоне водонефтяного контакта, содержит этапы, на которых: перфорируют скважину в области нефтесодержащей части пласта и в области водосодержащей части пласта; организовывают одновременный раздельный отбор продукции из нефтесодержащей и водосодержащей частей пласта через упомянутую перфорацию с регулируемой скоростью; при этом регулируют скорость отбора продукции из скважины и выбирают оборудование для отбора с учетом определенного соотношения и периодически измеряемых физико-химических и фильтрационно-емкостных параметров.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для снижения водопритока в горизонтальные скважины при разработке трещинно-порового коллектора нефтяной залежи.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки низкопроницаемой нефтяной залежи. Способ включает вскрытие вертикальной скважиной нефтяной залежи, проводку бокового горизонтального ствола, проведение многократного гидравлического разрыва пласта, отбор продукции и закачку рабочего агента оборудованием для одновременно-раздельной добычи и закачки.

Изобретение относится к исследованию газонефтяных скважин на многопластовых залежах с существенными различиями параметров работы пластов. Способ включает определение значений дебитов верхнего и нижнего пластов и пластовых давлений, а также степень обводненности продукции нижнего пласта. При этом каждую трубу НКТ предварительно оснащают акустическим преобразователем-контроллером, устанавливаемым на середине ее длины и имеющим собственный код управления для связи с телеметрическим модулем системы и в период кратковременной остановки ЭЦН наряду с определением дебитов верхнего и нижнего пластов и пластовых давлений по КВУ и КВД, по результатам непрерывного опроса акустических преобразователей-контроллеров определяют границу уровней раздела «газ-нефть» и «нефть-вода» после расслоения трехфазной смеси в колонне НКТ, объем продукции каждой из трех составляющих трехфазной смеси и степень ее обводненности. Технический результат заключается в повышении точности определения дебитов и обводненности продукции каждого разрабатываемого пласта многопластовой скважины. 1 ил., 1 табл.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности и может быть применена для одновременно-раздельной эксплуатации месторождений. Установка включает добывающую скважину, оборудованную НКТ с глубинным насосом, нагнетательную скважину, оборудованную НКТ заданной длины с возможностью гравитационного разделения флюида в межтрубном пространстве нагнетательной скважины на пластовую воду и углеводородный флюид, устьевую арматуру с задвижками. При этом НКТ добывающей скважины и НКТ заданной длины нагнетательной скважины соединены между собой посредством устьевой арматуры с задвижками. Технический результат заключается в упрощении технологического процесса одновременно-раздельной добычи нефти и утилизации пластовой воды. 2 н. и 11 з.п. ф-лы, 18 ил.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть применено для разработки трудноизвлекаемых залежей газа. Способ включает бурение основного ствола, спуск эксплуатационной колонны, проведение геофизических исследований, бурение горизонтального участка в продуктивном пласте. При этом основной ствол бурят с заданным зенитным углом, обсаживают его эксплуатационной колонной, в которой предварительно вырезано окно в алюминиевой оболочке для бурения и заканчивания бокового ствола меньшего диаметра. Продуктивные участки стволов бурят пологими и оснащают фильтрами соответствующих диаметров. Производят одновременный спуск сдвоенной лифтовой колонны насосно-компрессорных труб на основной и боковой горизонты, изолируя их между собой пакером выше кровли нижнего продуктивного горизонта, и осуществляют раздельную эксплуатацию горизонтов по отдельным колоннам насосно-компрессорных труб. При эксплуатации скважины осуществляют подачу метанола в автоматическом режиме с установленным расходом в трубное пространство основного ствола и затрубное пространство бокового ствола. Технический результат заключается в повышении эффективности разработки многопластовых месторождений, залежи которых гидродинамически не связаны между собой. 2 ил.

Группа изобретений относится к устройствам для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких эксплуатационных объектов одной скважиной. Установка включает пакер, гидравлические каналы, количество которых соответствует числу эксплуатационных объектов. Все каналы гидравлически соединены с суммарным гидравлическим каналом, снабженным насосной установкой, а каждый из них соединен с соответствующим эксплуатационным объектом. Установка содержит также клапан-отсекатель, выполненный с возможностью открытия/перекрытия гидравлического канала одного из разобщенных эксплуатационных объектов к насосной установке. Один из пакеров установлен выше верхнего эксплуатационного объекта. Клапан-отсекатель размещен над ним или в его гидравлическом канале и выполнен в виде клапана-отсекателя с возможностью обеспечения переключения открытия/перекрытия гидравлического канала эксплуатационного объекта путем воздействия созданием перепада давления управляющим гидравлическим сигналом. Клапан-отсекатель содержит корпус, установленный в нем полый подпружиненный элемент, выполненный с возможностью возвратно-поступательного осевого перемещения и с возможностью вращательного перемещения вокруг вертикальной оси, который снабжен в верхней части седлом и запорным органом и радиальными отверстиями в стенке, а также снабжен направляющими в нижней части, ответными направляющим в корпусе, и обеспечивающими возможность при возвратно-поступательном перемещении элемента при воздействии перепада давления управляющим гидравлическим сигналом его поворот вокруг вертикальной оси, с обеспечением при этом открытия/перекрытия радиальных отверстий для гидравлических каналов. В корпусе выполнены гидравлические каналы, каждый из которых одним концом гидравлически связан с соответствующим эксплуатационным объектом, а вторым концом - с полостью элемента посредством указанного радиального отверстия в стенке указанного элемента, находящегося в положении «открыто», при этом полость элемента со стороны запорного органа соединена с суммарным гидравлическим каналом. Технический результат заключается в повышении эффективности одновременно-раздельной эксплуатации нескольких эксплуатационных объектов одной скважиной. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовых залежей нефти скважинами с горизонтальным окончанием. Технический результат - повышение эффективности разделения нефти и воды в стволе скважины, повышение эффективности заводнения и, как следствие, увеличение нефтеотдачи залежи. По способу выделяют участки в виде интервалов продуктивного пласта вдоль горизонтального ствола добывающей скважины. Спускают колонны труб с фильтром. Разделяют горизонтальный ствол скважины на секции пакерами. Разделяют продукцию в скважине. Осуществляют одновременный отбор продукции и закачку воды. При этом участки пласта выделяют по проницаемости. При их отличии друг от друга в более чем два раза в местах границ участков размещают водонабухающие пакеры. Внутреннюю часть фильтра выполняют со сплошной горизонтальной перегородкой, идущей вдоль всего фильтра. Этой перегородкой разделяют фильтр на верхнюю и нижнюю части. Перегородка имеет гидрофильную поверхность со степенью гидрофильности не менее 99%. Капиллярные отверстия имеют диаметр не более 2 мм. Плотность размещения отверстий - не менее 50 отв./м. Горизонтальное положение перегородки контролируют датчиками, установленными в начале и в конце фильтра. Верхнюю часть стенки фильтра выполняют перфорированной, а нижнюю - сплошной. В жидкости, попадающей из ствола скважины через верхнюю часть фильтра, обеспечивают снижение доли воды. Обеспечивают подачу воды через гидрофильную поверхность и капиллярные отверстия в нижнюю часть фильтра. До перфорационных отверстий фильтра устанавливают пакер для отсечения межтрубного пространства скважины. Нижняя часть фильтра имеет отверстия для ухода воды в межтрубное пространство. Эту воду с помощью насоса закачивают в другой пласт. Нижняя часть фильтра не имеет сообщения с колонной труб, на которых спускают фильтр. Верхняя часть фильтра имеет сообщение с колонной труб. Жидкость с меньшей долей воды из верхней части фильтра подают в колонну труб, которую поднимают насосом на поверхность. 3 ил., 1 пр.

Изобретение относится к скважинному оборудованию и может быть применено для перепуска жидкости из нижележащего пласта в вышележащий пласт. Устройство включает полый корпус с выпускным каналом и выступом снизу, гильзу, соосно размещенную внутри полого корпуса с возможностью осевого перемещения, сменную насадку и клапан, пропускающий жидкость изнутри наружу. Полый корпус оснащен снизу внутренней кольцевой выборкой, гильза оснащена снизу наружной кольцевой проточкой, в которой установлено стопорное кольцо, гильза зафиксирована относительно полого корпуса срезным элементом. Сверху гильза снабжена посадочным седлом под сбрасываемый в колонну насосно-компрессорных труб шар. Напротив выпускного канала полого корпуса эксцентрично установлен регулируемый клапан, состоящий из подпружиненного вниз поршня со штоком и регулировочной гайки. Ниже поршня в клапане выполнена гидравлическая камера, имеющая возможность сообщения с внутренним пространством полого корпуса, причем под действием избыточного давления в гидравлической камере поршень имеет возможность осевого перемещения вверх и сообщения гидравлической камеры с пластом через выходное отверстие клапана, которое оснащено сменной насадкой, ввернутой в выходное отверстие клапана. Технический результат заключается в повышении надежности работы устройства. 2 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для эксплуатации нагнетательной скважины с многопакерной компоновкой. Способ включает спуск в скважину компоновки, посадку пакеров и их испытание на герметичность, закачку рабочего агента одновременно-раздельно в продуктивные пласты. Перед спуском шаблонируют эксплуатационную колонну шаблоном длиной от 30 до 100 м и диаметром, меньшим диаметра эксплуатационной колонны на 4-6 мм, при этом отмечают интервалы посадок и затяжек шаблона, определяют причины затяжек. Прорабатывают эксплуатационную колонну в интервалах установки пакеров и в интервалах посадок и затяжек шаблона. Промывают скважину обратной промывкой до выхода чистой промывочной жидкости. Монтируют компоновку. В качестве нижнего пакера используют пакер осевого действия, в качестве верхних пакеров - пакеры упорного действия. К приборам подсоединяют кабель, его закрепляют на наружной поверхности компоновки. Спускают компоновку, проводят гидравлические испытания на ее герметичность. Извлекают с помощью канатной техники пробку. Спускают компоновку в скважину на необходимую глубину на колонне насосно-компрессорных труб с замером длины и шаблонировкой внутреннего сечения колонны насосно-компрессорных труб. Одновременно крепят на наружной поверхности кабель и спускают кабель вместе с колонной насосно-компрессорных труб. Скорость спуска выдерживают не более 0,1 м/с. Следят за натяжением кабеля при спуске, не допускают рывков и ослабления натяжения кабеля. При посадке колонны насосно-компрессорных труб на клиновой захват не допускают попадания кабеля в клинья, при освобождении колонны насосно-компрессорных труб из клинового захвата высоту подъема трубы выбирают не более 0,25 м. Во время спуска не допускают разгрузки веса колонны насосно-компрессорных труб более 2 т, а при незапланированной посадке пакера для приведения пакера в транспортное положение поднимают колонну насосно-компрессорных труб на 2-3 м и медленно спускают колонну, проводя пакер через интервал незапланированной посадки. Выполняют привязку пакеров, выполняют подгонку компоновки в заданный интервал подгоночными патрубками, сращивают кабель с устьевыми приборами, монтируют планшайбу и превентор, проводят гидравлическое испытание колонны насосно-компрессорных труб на герметичность. Производят расчет величины подъема колонны насосно-компрессорных труб с компоновкой для посадки пакеров, определяют необходимую длину кабелей от устья скважины до панели контроллера, отрубают излишки кабеля, перепускают кабели через кабельный ввод, устанавливают пакеры, фиксируя изменения веса колонны насосно-компрессорных труб, выполняют заделку сальников кабельного ввода и производят проверку работоспособности приборов. Спрессовывают пакеры, устанавливают в скважинные камеры регуляторы давления со штуцерами заданных диаметров или скважинные манометры, а при эксплуатации скважины при закачке рабочего агента замеряют давление в колонне насосно-компрессорных труб и в затрубном пространстве между пластами и напротив каждого пласта. Контролируют зависимость давления в затрубном пространстве от изменения давления закачки в колонне насосно-компрессорных труб, наличие перетока из под пакера в надпакерное пространство. Определяют между пакерами напротив пластов расход жидкости, а при возникновении давления в затрубном пространстве вне зависимости от изменения давления закачки стравливают давление через затрубную задвижку. Технический результат заключается в повышении эффективности размещения в скважине многопакерной компоновки. 5 пр.

Группа изобретений относится к добыче нефти и может быть применена для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов одной скважины. Установка по первому варианту содержит колонну лифтовых труб, два пакера, наземную станцию управления, электрический кабель, питающий электродвигатель погружного насоса, скважинную камеру, корпус которой с торцов ограничен муфтами перекрестного течения, сообщающуюся через продольные каналы муфт, с одной стороны, с выходным патрубком погружного насоса, а с другой, - с колонной лифтовых труб, два блока регулирования притока и учета флюида нижнего и верхнего пластов в отдельности, содержащие модули телеметрии, измеряющие физические величины состояния флюидов, и регулируемые электроклапаны. Нижний пакер установлен выше нижнего пласта снаружи хвостовика. Верхний пакер установлен ниже верхнего пласта и образует с нижним пакером межпакерный участок скважины, в полости которого размещен погружной насос с входным модулем и электродвигателем, к последнему присоединен хвостовик, сообщающий нижний пласт с межпакерным участком через каналы хвостовика и регулируемого электроклапана блока регулирования притока и учета флюида, размещенного в хвостовике с перекрытием полости и связанного кабелем связи с наземной станцией управления. В скважинной камере концентрично корпусу размещен цилиндр, сопряженный с муфтами перекрестного течения, сообщающий верхний пласт с межпакерным участком через радиальные каналы муфт и регулируемого электроклапана блока регулирования притока и учета флюида верхнего пласта, установленного в верхней муфте и связанного кабелем связи с наземной станцией управления. Техническим результатом использования изобретений является повышение эффективности эксплуатации скважин. 2 н. и 5 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к скважинным насосным установкам и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации скважин. Установка содержит колонну лифтовых труб, пакер с кабельным вводом, гидравлический коллектор, возвратно-поступательный насос и электроприводной центробежный насос с запорно-промывочным клапаном, соединенный с пакером промежуточной трубой, и кабель электропитания. В коллекторе выполнено центральное отверстие, и параллельно ему в стенке выполнены продольные каналы, а также радиальные каналы, сообщающиеся с надпакерным межтрубным пространством. В центральном отверстии коллектора выше радиальных каналов закреплен возвратно-поступательный насос с образованием полости, сообщающейся с продольными каналами и с полостью колонны лифтовых труб. Ниже радиальных каналов в центральном отверстии коллектора устанавливаются перепускной узел, одновременно перекрывающий радиальные каналы в стволе ниже кольцевых манжет пакера, разобщающие пласты скважины, или эжектор стравливания газовой шапки из подпакерного межтрубного пространства, выполненные с заглушкой, перекрывающей центральное отверстие и закрепляемые в коллекторе разжимными цангами с возможностью удаления их с помощью каната и монтажного инструмента с захватом зацепной головки. В перепускном узле и эжекторе ниже заглушки выполнены радиальные отверстия, сообщающие полость промежуточной трубы с продольными каналами коллектора. Технический результат заключается в повышении технологичности эксплуатации скважины. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.

Группа изобретений относится к способам и средствам, обеспечивающим измерение параметров продуктивных слоев, и может быть применена для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины. Установка состоит из хвостовика с заглушкой, перепускных клапанов, пакера, разъединителя-соединителя, клямсошламоуловителя, электрического клапана с запорным механизмом, снабженного датчиком давления, погружного электродвигателя (ПЭД), питающегося электрическим током через кабель, блока погружной телеметрии, электрической цепью связанного через обмотки ПЭД и кабель со станцией управления и блоком приема и обработки информации. Выше электроприводного насоса расположены сбивной и обратный клапаны. Установка содержит узел, исключающий влияние ПЭД на линию питания электрического кабеля, замера и передачи информации. Технический результат заключается в повышении эффективности замеров параметров пластов при исследовании скважины, эффективности управления электрическим клапаном, оптимизации добычи в режиме реального времени. 2 н. и 6 з.п. ф-лы, 2 ил.
Наверх