×
27.08.2014
216.012.f0aa

Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ СКВАЖИНАМИ

Вид РИД

Изобретение

№ охранного документа
0002527429
Дата охранного документа
27.08.2014
Аннотация: Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи горизонтальными скважинами. Обеспечивает повышение коэффициента нефтеизвлечения продуктивного пласта и снижает скорость обводнения продукции добывающих скважин. Сущность изобретения: способ включает бурение и обустройство перпендикулярно расположенных добывающих и нагнетательных горизонтальных скважин, пересекающихся в структурном плане, расположение горизонтальных стволов нагнетательных скважин ниже в структурном плане, чем горизонтальных стволов добывающих скважин, перфорацию скважин в продуктивной части с различной плотностью, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие. Согласно изобретению, горизонтальные стволы располагают параллельно длине и ширине залежи. При этом вход в продуктивный пласт стволов добывающих скважин размещают вдоль одной стороны залежи, а вход стволов нагнетательных скважин - вдоль другой, перпендикулярной первой. Плотность перфорационных отверстий на каждом из участков горизонтальных стволов, образованных пересечением в структурном плане добывающих и нагнетательных скважин, выполняют минимальной в местах пересечения и увеличивают к центру каждого участка. На начальном этапе разработки ведут закачку пресной воды или воды с концентрацией твердых взвешенных частиц не менее 50 мг/л до снижения обводненности скважин. После этого переходят на закачку пластовой или сточной воды. Плотность перфорации в местах пересечения увеличивают к центру каждого участка исходя из аналитического соотношения, учитывающего коэффициенты гидродинамического совершенства скважины по характеру вскрытия вдоль горизонтального ствола скважины, расстояние от перфорированного интервала до горизонтального ствола соседней скважины проницаемость пласта в соответствующем интервале перфорации. 1 табл., 2 пр., 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи горизонтальными скважинами.

Известен способ разработки многопластовой нефтяной залежи, включающий определение величины проницаемости продуктивного интервала, коэффициента гидродинамического совершенства, радиуса скважины и максимальной плотности перфорации скважин, осуществление перфорации, освоения и запуска скважины в эксплуатацию. Согласно изобретению, дополнительно определяют радиус контура питания, максимальную плотность перфорации определяют по пласту, имеющему наименьшую проницаемость, а определение величины проницаемости, коэффициента гидродинамического совершенства и максимальной плотности перфорации осуществляют для каждого пласта продуктивного интервала, при этом плотность перфорации для каждого пласта определяют из условия равенства продолжительности выработки отдельных пластов. Дополнительно вскрытие по пластам с водонефтяным контактом производят перфорацией с различной плотностью, изменяющейся от оптимального на кровле до нуля по направлению к водонефтяному контакту по продуктивному интервалу (патент РФ №2066368, кл. Е21В 43/16, опубл. 10.09.1996).

Недостатком известного способа является невысокая нефтеотдача и высокая скорость обводнения продукции при разработке залежи нефти горизонтальными скважинами.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки нефтяной залежи с использованием горизонтальных нагнетательных скважин, включающий закачку рабочего агента через горизонтальные скважины, размещенные на участке разработки крестообразно со взаимно перпендикулярным расположением горизонтальных скважин в циклическом режиме с попеременной закачкой рабочего агента во взаимно перпендикулярные горизонтальные скважины, и отбор нефти через вертикальные добывающие скважины. В известном способе закачку рабочего агента в горизонтальные нагнетательные скважины ведут с падающим объемом закачки, при этом периодически резко увеличивают объем закачки перед каждым периодом закачки, периодичность резкого увеличения объема и продолжительности периода падающей закачки определяют опытным путем для различных коллекторов по характеру роста обводненности добываемой продукции, причем по мере обводненности вертикальных добывающих скважин выше экономически рентабельной величины разработки нефтяной залежи из них пробуривают дополнительно наклонные стволы перпендикулярно ближайшей нагнетательной горизонтальной скважине и пускают их под нагнетание рабочего агента с сохранением цикличности режима нагнетания (патент РФ №2465445, кл. Е21В 43/20, опубл. 27.10.2012 - прототип).

Известный способ характеризуется низкой нефтеотдачей. Использование в качестве нагнетательных скважин горизонтальных, а в качестве добывающих - вертикальных, позволяет увеличить охват пласта вытеснением, но снижает темпы отбора нефти, увеличивает скорость обводнения продукции скважин и, как следствие, снижает коэффициент нефтеизвлечения.

В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициента нефтеизвлечения продуктивного пласта и снижения скорости обводнения продукции при разработке залежей горизонтальными скважинами. Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами, включающем бурение и обустройство перпендикулярно расположенных добывающих и нагнетательных горизонтальных скважин, пересекающихся в структурном плане, расположение горизонтальных стволов нагнетательных скважин ниже в структурном плане, чем горизонтальных стволов добывающих скважин, перфорацию скважин в продуктивной части с различной плотностью, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие, согласно изобретению, горизонтальные стволы располагают параллельно длине и ширине залежи, причем вход в продуктивный пласт стволов добывающих скважин размещают вдоль одной стороны залежи, а вход стволов нагнетательных скважин - вдоль другой, перпендикулярной первой, плотность перфорационных отверстий на каждом из участков горизонтальных стволов, образованных пересечением в структурном плане добывающих и нагнетательных скважин, выполняют минимальной в местах пересечения и увеличивают к центру каждого участка, на начальном этапе разработки ведут закачку пресной воды или воды с концентрацией твердых взвешенных частиц не менее 50 мг/л до снижения обводненности скважин, после чего переходят на закачку пластовой или сточной воды, при этом плотность перфорации в местах пересечения увеличивают к центру каждого участка исходя из соотношения:

где C1, C2, Cn - коэффициенты гидродинамического совершенства скважины по характеру вскрытия вдоль горизонтального ствола скважины;

R1, R2, Rn - минимальное расстояние от перфорированного интервала до горизонтального ствола соседней скважины, м;

k1, k2, kn - проницаемость пласта в соответствующем интервале перфорации, м2;

rc - радиус скважины, м.

Дополнительно в пластах с проницаемостью более 1Д в местах пересечения горизонтальных стволов на добывающих скважинах устанавливают водонабухающие пакеры.

Сущность изобретения

При разработке залежи нефти горизонтальными нагнетательными и добывающими скважинами происходит быстрый прорыв воды к добывающим скважинам и неравномерная выработка запасов нефти, что снижает конечную нефтеотдачу. Существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно разрабатывать залежь горизонтальными скважинами. В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициента нефтеизвлечения продуктивного пласта и снижения скорости обводнения продукции скважин. Задача решается следующим образом.

На фиг.1 и 2 представлено схематическое изображение участка залежи соответственно в плане и в профиле с размещением скважин. Обозначения: A, B, C - добывающие горизонтальные скважины, D, Е, F, G - нагнетательные горизонтальные скважины, 1 - залежь нефти, 2 - фронт отбора нефти, 3 - фронт закачиваемой воды, 4 - водонабухающий пакер, Rn - минимальное расстояние от n-го перфорированного интервала до горизонтального ствола соседней скважины, Rmax - максимальное значение Rn или половина расстояния S, S - расстояние между стволами пересекаемых в плане ствола скважин, - распределение плотности перфорации, - фронт отбора нефти, - фронт закачиваемой воды.

На фиг.3 приведен график В.И. Щурова. Обозначения: C - коэффициент гидродинамического совершенства скважины по характеру вскрытия; nD - плотность перфорации; n - число прфорационных отверстий на 1 м длины; D - диаметр скважины, м; кривые 1-10 - отношение диаметра перфорационного канала к его длине соответственно от 0,01 до 0,1.

Способ реализуют следующим образом.

На нефтяной залежи 1 либо ее участке бурят и обустраивают перпендикулярно расположенные добывающие A, B, C и нагнетательные D, Е, F, G горизонтальные скважины (фиг.1, 2), пересекающиеся в структурном плане. Причем горизонтальные стволы скважин располагают параллельно длине и ширине залежи. Вход в продуктивный пласт стволов добывающих скважин A, B, C размещают вдоль одной стороны залежи, а вход стволов нагнетательных скважин D, Е, F, G - вдоль другой, перпендикулярной первой. Горизонтальные стволы нагнетательных скважин D, Е, F, G располагают ниже в структурном плане, чем горизонтальные стволы добывающих скважин A, B, C.

В процессе бурения отбирают керн и проводят геофизические исследования. Определяют проницаемость пласта вдоль горизонтального ствола скважины.

Плотность перфорационных отверстий на каждом из участков горизонтальных стволов, образованных пересечением в структурном плане добывающих A, B, C и нагнетательных D, Е, F, G скважин, выполняют таким образом, чтобы в местах пересечения плотность перфорации была минимальна и увеличивалась к центру каждого участка. Это позволяет наиболее равномерно вырабатывать запасы нефти, а также снижает скорость прорыва воды к стволу добывающей скважины.

Количество участков с меняющейся плотностью перфорации составляет для каждого горизонтального ствола на одно меньше, чем пересекаемые в плане стволы других скважин. Как показано на фиг.2, число таких участков для скважины B равно 3. Каждый из участков имеет длину, равную расстоянию S между стволами пересекаемых в плане стволов скважин. Количество интервалов перфорации выбирают по значению количества перфорационных отверстий в центральной части участка, умноженному на два. Например, если максимальная плотность перфорации в центральной части составляет 10 отв./м, а S=200 м, то получим 10*2=20 интервалов по 200/20=10 м. Причем в интервалах с 1 по 9 плотность перфорационных отверстий будет увеличиваться, в 10 интервале составит 10 отв./м, а с 11 по 20 будет уменьшаться (при одинаковом значении проницаемости пласта вдоль горизонтального ствола скважины).

В общем случае для n-ого перфорированного интервала, которое можно принять за точечный источник, вдоль горизонтального ствола скважины по формуле Дюпюи имеем:

где qn - дебит жидкости (нефти) n-ого перфорированного интервала ствола скважины, м3/с,

kn - проницаемость пласта в соответствующем интервале перфорации, м2,

h - мощность пласта, м

ΔP - депрессия (между давлением в нагнетательной и в добывающей скважине), Па,

µ - вязкость нефти в пластовых условиях, Па*с,

Rn - минимальное расстояние от n-го перфорированного интервала до горизонтального ствола соседней скважины, м,

rc - радиус скважины, м,

Cn - коэффициент гидродинамического совершенства n-го перфорированного интервала по характеру вскрытия вдоль горизонтального ствола скважины.

Для равномерной выработки запасов необходимо, чтобы приток жидкости (нефти) к каждому перфорационному отверстию был одинаков. Исходя из этого уравнение (1) для каждого интервала имеет вид:

откуда, приняв что депрессия на всем участке ствола одинакова, получим соотношение:

Далее задают плотность перфорации для центральной части участка на расстоянии Rmax, которое составляет половину расстояния S/2 (фиг.2) и является максимальной. Причем значение плотности и диаметра перфорационных отверстий для Rmax выбирают такую, как если бы отсутствовала необходимость создания изменяющейся плотности перфорации по длине горизонтальных стволов.

Затем на основе плотности и диаметра перфорационных отверстий для Rmax по графикам В.И. Щурова (фиг.3) определяют значение коэффициента гидродинамического совершенства по характеру вскрытия CRmax. По формуле (2) рассчитывают значения C1, C2,…, Cn для каждого интервала. Далее вновь по графикам В.И. Щурова определяют плотность перфорационных отверстий для каждого интервала, задавшись одинаковым диаметром отверстий по все длине. С данными параметрами производят вторичное вскрытие горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин (для обсаженных стволов) или спуск хвостовика и/или фильтра (для открытых стволов).

Согласно расчетам, такое распределение перфорационных отверстий позволяет достигать максимального коэффициента нефтеизвлечения и снижать скорость обводнения продукции добывающих скважин.

Далее на начальном этапе разработки ведут закачку пресной воды или воды с концентрацией твердых взвешенных частиц не менее 50 мг/л. Через некоторое время закачиваемая вода прорывается в вертикальной плоскости к добывающим скважинам A, B, C в местах пересечения их стволов в структурном плане со стволами нагнетательных D, Е, F, G скважин. Постепенно происходит процесс забивания данной зоны твердыми частицами. Причем выбор закачки пресной воды или воды с повышенной концентрацией твердых взвешенных частиц определяют заранее, после бурения скважин, отбора керна и проведении лабораторных исследований по прокачке на данном керне различной воды. Пресная вода, при прокачке через коллектор, приводит к уменьшению электростатических сил, удерживающих мелкие частицы на поверхности пор. Это приводит к отрыву данных частиц и забиванию ими каналов, соединяющих поры, и, в итоге, выступает как метод водоизоляции. Если в составе породы незначительное количество таких частиц, то их вводят в воду (причем в этом случае вода может быть и соленой) принудительно с указанной выше концентрацией. Происходит также забивание данными частицами каналов, что приводит к водоизоляции.

Снижение обводненности добывающих скважин свидетельствует о том, что процесс забивания частицами произошел. Далее переходят на обычную закачку пластовой или сточной воды.

В процессе разработки выработка запасов идет от центра перфорированного интервала в добывающих скважинах. Фронт отбора 2 (фиг.1, 2) максимален в центральной части участка S на расстоянии Rmax и минимален в периферийных частях интервала, где стволы добывающих и нагнетательных скважин пресекаются в структурном плане. Аналогично идет вытеснение нефти рабочим агентом (в частности водой). Фронт закачиваемой воды 3 максимален в центральной части интервала S на расстоянии Rmax и минимален в периферийных частях интервала, где стволы добывающих и нагнетательных скважин также пресекаются в структурном плане. Помимо этого, расположение стволов нагнетательных скважин в нижней части, а стволов добывающих скважин - в верхней снижает скорость обводнения добывающих скважин.

В пластах с проницаемостью более 1Д в местах пересечения горизонтальных стволов, на добывающих скважинах предусматривают водонабухающие пакеры 4, т.к. забивание частицами закачиваемой воды осложняется ввиду высокой проницаемости, что не приводит к необходимой кольматации обводнившегося участка.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка.

Результатом внедрения данного способа является повышение коэффициента нефтеизвлечения продуктивного пласта и снижение скорости обводнения продукции добывающих скважин.

Примеры конкретного выполнения способа

Пример 1. Участок нефтяной залежи 1 размерами 1300×900 м, представленный карбонатным типом коллектора, массивной структуры, залегает на глубине - 1180 м, вязкость нефти в пластовых условиях - 45,6 мПа·с, плотность нефти в пластовых условиях - 891 кг/м3, начальная пластовая температура - 23°C, начальное пластовое давление - 10,6 МПа, пористость - 0,119, начальная нефтенасыщенность - 0,640, средняя нефтенасыщенная толщина - 10,5 м. Участок залежи представлен чисто нефтяной зоной. Продуктивный пласт вскрыт долотом диаметром 140 мм, в скважину спущена обсадная колонна диаметром 114 мм.

На данном участке нефтяной залежи 1 бурят и обустраивают перпендикулярно расположенные добывающие A, B, C и нагнетательные D, Е, F, G горизонтальные скважины (фиг.1, 2), пересекающиеся в структурном плане с расстоянием между стволов S=300 м. Причем горизонтальные стволы добывающих скважин бурят длиной по 1100 м и располагают параллельно длине, а нагнетательных, длиной по 700 м - параллельно ширине залежи. Вход в продуктивный пласт стволов добывающих скважин A, B, C размещают вдоль меньшей стороны залежи, а вход стволов нагнетательных скважин D, Е, F, G - вдоль большей стороны, перпендикулярной первой. Горизонтальные стволы нагнетательных скважин D, E, F, G располагают ниже в структурном плане, чем горизонтальные стволы добывающих скважин A, B, C.

В процессе бурения отбирают керн и проводят геофизические исследования. Определяют проницаемость пласта вдоль горизонтального ствола скважины. В лабораторных условиях проводят исследования по прокачке воды через образец керна и определяют возможность забивания частицами. В процессе исследования выявили, что закачка пресной воды приводит к забиванию каналов между пор частицами, содержащимися в самих порах.

Плотность перфорационных отверстий на каждом из участков горизонтальных стволов, образованных пересечением в структурном плане добывающих A, B, C и нагнетательных D, E, F, G скважин, выполняют таким образом, чтобы в местах пересечения плотность перфорации была минимальна и увеличивалась к центру каждого участка согласно формуле (2). Количество таких участков с меняющейся плотностью перфорации составляет для добывающих горизонтальных скважин A, B, C - три, для нагнетательных горизонтальных скважин D, E, F, G - два. Длина участков равна S=300 м.

Конструкцию забоя скважин выполняют со спуском эксплуатационной колонны, цементированием и последующей перфорацией перфоратором ПК-103.

Задают плотность перфорации для центральной части участка на расстоянии Rmax=150 м. Принимают nRmax=15 отв./м. Соответственно количество интервалов составляет 15*2=30 каждый по 300/30=10 м. По графикам В.И. Щурова для nRmax=15 отв./м определяют значение коэффициента гидродинамического совершенства по характеру вскрытия, CRmax=5,2.

Затем по формуле (2) рассчитывают значения C1, С2,…, Cn для каждого из 30 интервалов в зависимости от значений R и k. Устанавливают, что значения проницаемости k, согласно исследованиям, вдоль ствола скважины следующие: в интервалах 1-10 проницаемость k1-10=175 мД, в интервалах 11-20 - k11-20=189 мД, в интервалах 21-30 - k21-30=151 мД. Далее вновь по графикам В.И. Щурова определяют плотность перфорационных отверстий для каждого интервала, задавшись одинаковым диаметром отверстий по всей длине ствола (принимают диаметр отверстий 8 мм).

Результаты расчетов приведены в таблице 1. По данным параметрам перфорируют горизонтальные стволы добывающих и нагнетательных скважин A-G.

Далее добывающие и нагнетательные скважины пускают в работу. На начальном этапе разработки ведут закачку пресной воды с расходом 50 м3/сут. Через некоторое время закачиваемая вода прорывается в вертикальной плоскости к добывающим скважинам A, B, C в местах пересечения их стволов в структурном плане со стволами нагнетательных D, E, F, G скважин, обводненность скважин возрастает до 85-95%. Постепенно происходит процесс забивания данной зоны твердыми частицами. Снижение обводненности добывающих скважин до первоначальных 10-20% свидетельствует о том, что процесс забивания частицами произошел, и далее переходят на обычную закачку пластовой или сточной воды с расходом 30 м3/сут.

Таблица 1
№ интервала 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
R, м 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150
k, мД 175 175 175 175 175 175 175 175 175 175 189 189 189 189 189
C, д. ед. 6,9 6,2 5,8 5,6 5,3 5,1 5,0 4,9 4,7 4,6 5,5 5,4 5,3 5,3 5,2
n, отв./м 10 11 12 13 14 15 16 16 17 18 13 14 14 15 15
Продолжение таблицы 1
№ интервала 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30
R, м 150 140 130 120 110 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10
k, мД 189 189 189 189 189 151 151 151 151 151 151 151 151 151 151
C, д. ед. 5,2 5,3 5,3 5,4 5,5 3,0 3,1 3,2 3,3 3,5 3,7 3,9 4,2 4,6 5,3
n, отв./м 15 14 14 14 13 26 25 24 23 22 21 20 19 17 15

В процессе выработки запасов фронт отбора 2 (фиг.1, 2) максимален в центральной части участка S на расстоянии Rmax и минимален в периферийных частях интервала, где стволы добывающих и нагнетательных скважин пресекаются в структурном плане. Аналогично фронт закачиваемой воды 3 максимален в центральной части интервала S на расстоянии Rmax и минимален в периферийных частях интервала, где стволы добывающих и нагнетательных скважин также пресекаются в структурном плане. Это позволяет равномерно вырабатывать запасы нефти.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка.

В результате с рассматриваемого участка нефтяной залежи 1 за время, которое ограничили обводнением всех добывающих скважин до 98%, либо достижением минимально рентабельного дебита нефти по 1 скважине 0,5 т/сут, было добыто 371 тыс т нефти, коэффициент извлечения нефти (КИН) составил 0,396. По прототипу при прочих равных условиях и расстоянием между скважинами 300 м было добыто 268,6 тыс т нефти, КИН - 0,287. Прирост КИН составил 0,109.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. Конструкцию скважины в продуктивном пласте предусматривают открытой со спуском перфорированного хвостовика. Распределение плотности перфорации хвостовика рассчитывают заранее. Продуктивный пласт имеет проницаемость более 1Д. В местах пересечения горизонтальных стволов, на добывающих скважинах A, B, C предусматривают водонабухающие пакеры 4. На начальном этапе разработки ведут закачку сточной воды с концентрацией твердых взвешенных частиц 100 мг/л. После снижения обводненности переходят на закачку сточной воды с концентрацией твердых взвешенных частиц не более 50 мг/л.

Применение предложенного способа позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения продуктивного пласта и снизить скорость обводнения продукции добывающих скважин.


СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ СКВАЖИНАМИ
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ СКВАЖИНАМИ
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ СКВАЖИНАМИ
Источник поступления информации: Роспатент

Showing 11-20 of 652 items.
10.02.2013
№216.012.23ce

Способ строительства скважины

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способу строительства скважины. При бурении ствола скважины выполняют спуск и крепление обсадных и эксплуатационной колонн. При бурении направления производят циклическое бурение направления и шурфа под ведущую бурильную трубу под...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002474668
Дата охранного документа: 10.02.2013
10.02.2013
№216.012.23cf

Способ проводки ствола скважины через глинистые неустойчивые горные породы

Изобретение относится к области бурения наклонно-направленных и горизонтальных стволов нефтяных и газовых скважин на девонские отложения. При проводке ствола скважины через глинистые неустойчивые горные породы выполняют проходку вертикального участка. Проходку участка начального искривления...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002474669
Дата охранного документа: 10.02.2013
10.02.2013
№216.012.23d2

Устройство для очистки жидкости в стволе скважины

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Применяется при очистке жидкости в стволе скважины от плавающего мусора и взвешенных частиц. Устройство состоит из расположенных снизу вверх заглушки, фильтра-отстойника, контейнера-накопителя мусора, щелевого патрубка. Также в состав входят...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002474672
Дата охранного документа: 10.02.2013
10.02.2013
№216.012.23d4

Способ очистки скважины

Изобретение относится к технике и технологии добычи углеводородов и может найти применение при очистке ствола или пласта добывающей, нагнетательной или артезианской скважины. При очистке скважины проводят спуск в скважину компоновки, состоящей из колонны труб и гидрожелонки, открытие и...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002474674
Дата охранного документа: 10.02.2013
10.02.2013
№216.012.23d5

Способ эксплуатации скважины электронасосом с частотно-регулируемым приводом

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины электронасосом с частотно-регулируемым приводом. Обеспечивает возможность поддержания дебита на установленном уровне при снижении затрат на электроэнергию, Сущность изобретения: при эксплуатации...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002474675
Дата охранного документа: 10.02.2013
10.02.2013
№216.012.23d6

Способ разработки многопластового нефтяного месторождения

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи. Обеспечивает повышение нефтеотдачи месторождения. Сущность изобретения: по способу при разработке многопластового нефтяного месторождения ведут отбор нефти через добывающие...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002474676
Дата охранного документа: 10.02.2013
10.02.2013
№216.012.23d9

Способ разработки нефтяной залежи с порово-кавернозно-трещиноватым коллектором

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с порово-кавернозно-трещиноватым карбонатным коллектором. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: по способу проводят вскрытие продуктивного пласта бурением пилотного...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002474679
Дата охранного документа: 10.02.2013
20.02.2013
№216.012.277f

Установка для одновременно-раздельной закачки рабочего агента

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при одновременно-раздельной закачке рабочего агента в продуктивные пласты. Обеспечивает исключение закручивания колонн относительно друг друга, ослабление резьбы и отворота труб, исключение нарушения герметичности....
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002475631
Дата охранного документа: 20.02.2013
10.04.2013
№216.012.33a9

Способ бурения скважины

Изобретение относится к строительству скважин и может найти применение при проводке ствола скважины с большим зенитным углом. При бурении скважины проводят размещение в скважине компоновки с забойным двигателем, прокачку через компоновку воды, наращивание бурильных труб, вымывание шлама с...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002478768
Дата охранного документа: 10.04.2013
10.04.2013
№216.012.33aa

Способ бурения скважины

Изобретение относится к строительству скважин и может найти применение при бурении скважины через зоны поглощения промывочной жидкости. При бурении выполняют вращение и осевую подачу компоновки с долотом и подачу промывочной жидкости через внутреннюю полость компоновки на забой, спуск и...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002478769
Дата охранного документа: 10.04.2013
Showing 11-20 of 472 items.
10.02.2013
№216.012.23ce

Способ строительства скважины

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способу строительства скважины. При бурении ствола скважины выполняют спуск и крепление обсадных и эксплуатационной колонн. При бурении направления производят циклическое бурение направления и шурфа под ведущую бурильную трубу под...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002474668
Дата охранного документа: 10.02.2013
10.02.2013
№216.012.23cf

Способ проводки ствола скважины через глинистые неустойчивые горные породы

Изобретение относится к области бурения наклонно-направленных и горизонтальных стволов нефтяных и газовых скважин на девонские отложения. При проводке ствола скважины через глинистые неустойчивые горные породы выполняют проходку вертикального участка. Проходку участка начального искривления...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002474669
Дата охранного документа: 10.02.2013
10.02.2013
№216.012.23d2

Устройство для очистки жидкости в стволе скважины

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Применяется при очистке жидкости в стволе скважины от плавающего мусора и взвешенных частиц. Устройство состоит из расположенных снизу вверх заглушки, фильтра-отстойника, контейнера-накопителя мусора, щелевого патрубка. Также в состав входят...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002474672
Дата охранного документа: 10.02.2013
10.02.2013
№216.012.23d4

Способ очистки скважины

Изобретение относится к технике и технологии добычи углеводородов и может найти применение при очистке ствола или пласта добывающей, нагнетательной или артезианской скважины. При очистке скважины проводят спуск в скважину компоновки, состоящей из колонны труб и гидрожелонки, открытие и...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002474674
Дата охранного документа: 10.02.2013
10.02.2013
№216.012.23d5

Способ эксплуатации скважины электронасосом с частотно-регулируемым приводом

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины электронасосом с частотно-регулируемым приводом. Обеспечивает возможность поддержания дебита на установленном уровне при снижении затрат на электроэнергию, Сущность изобретения: при эксплуатации...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002474675
Дата охранного документа: 10.02.2013
10.02.2013
№216.012.23d6

Способ разработки многопластового нефтяного месторождения

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи. Обеспечивает повышение нефтеотдачи месторождения. Сущность изобретения: по способу при разработке многопластового нефтяного месторождения ведут отбор нефти через добывающие...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002474676
Дата охранного документа: 10.02.2013
10.02.2013
№216.012.23d9

Способ разработки нефтяной залежи с порово-кавернозно-трещиноватым коллектором

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с порово-кавернозно-трещиноватым карбонатным коллектором. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: по способу проводят вскрытие продуктивного пласта бурением пилотного...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002474679
Дата охранного документа: 10.02.2013
20.02.2013
№216.012.277f

Установка для одновременно-раздельной закачки рабочего агента

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при одновременно-раздельной закачке рабочего агента в продуктивные пласты. Обеспечивает исключение закручивания колонн относительно друг друга, ослабление резьбы и отворота труб, исключение нарушения герметичности....
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002475631
Дата охранного документа: 20.02.2013
10.04.2013
№216.012.33a9

Способ бурения скважины

Изобретение относится к строительству скважин и может найти применение при проводке ствола скважины с большим зенитным углом. При бурении скважины проводят размещение в скважине компоновки с забойным двигателем, прокачку через компоновку воды, наращивание бурильных труб, вымывание шлама с...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002478768
Дата охранного документа: 10.04.2013
10.04.2013
№216.012.33aa

Способ бурения скважины

Изобретение относится к строительству скважин и может найти применение при бурении скважины через зоны поглощения промывочной жидкости. При бурении выполняют вращение и осевую подачу компоновки с долотом и подачу промывочной жидкости через внутреннюю полость компоновки на забой, спуск и...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002478769
Дата охранного документа: 10.04.2013
+ добавить свой РИД