×
20.06.2016
217.015.0525

Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ БУРЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ С ПИЛОТНЫМ СТВОЛОМ

Вид РИД

Изобретение

№ охранного документа
0002587660
Дата охранного документа
20.06.2016
Аннотация: Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности, а именно к бурению нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин и вторых стволов с горизонтальным окончанием. Техническим результатом является забуривание бокового ствола без прихватов бурового инструмента. В способе бурения горизонтальной скважины с пилотным стволом, включающем бурение пилотного ствола с заданным зенитным углом для вскрытия продуктивного пласта, проведение геофизических исследований, спуск эксплуатационной колонны, цементирование заколонного пространства, установка отклонителя, бурение горизонтального участка в продуктивном пласте, согласно изобретению, перед установкой клина-отклонителя выполняют 3-кратную проработку и шаблонировку ствола скважины в интервале пилотного ствола в течение 2-3 часов с промывкой на технической воде при давлении 5-7 МПа роторной компоновкой со скоростью не более 20 м/час, поднимают роторную компоновку с доливом скважины естественной водной суспензией до устья, спускают бурильную компоновку, не допуская посадок свыше 2 т от собственного веса, внутрь бурильной компоновки спускают на кабеле телеметрию на скорости не более 12,5 м/мин, с контрольным доливом технической водой через каждые 200-300 м, проводят гамма-каротаж в интервале постановки клина-отклонителя, по данным гамма-каротажа устанавливают клин-отклонитель и устанавливают бурильную компоновку, заякоривают компоновку, отсоединяют фрезы от клина, переводят скважину на промывку раствором плотностью 1150-1250 г/см, вращают компоновку при 25-35 об/мин, устанавливают магниты в желобах циркуляционной системы, вырезают окно с промывкой раствором плотностью 1150-1250 г/см фрезеровкой обсадной колонны при начальной осевой нагрузке 0-0,5 т и оборотах не более 60 об/мин, после фрезерования 0,4-0,6 м колонны осевую нагрузку увеличивают до 3,5-4,5 т при оборотах 70-80 об/мин, расход устанавливают 12-16 л/с, продолжают до выхода расширяющей части фрезера за обсадную колонну, прорабатывают интервал фрезерования, проводят очистку забоя спуском магнита на буровом инструменте. 3 пр.
Основные результаты: Способ бурения горизонтальной скважины с пилотным стволом, включающий бурение пилотного ствола с заданным зенитным углом для вскрытия продуктивного пласта, проведение геофизических исследований, спуск эксплуатационной колонны, цементирование заколонного пространства, установка отклонителя, бурение горизонтального участка в продуктивном пласте, отличающийся тем, что перед установкой клина-отклонителя выполняют 3-кратную проработку и шаблонировку ствола скважины в интервале пилотного ствола в течение 2-3 часов с промывкой на технической воде при давлении 5-7 МПа роторной компоновкой со скоростью не более 20 м/час, поднимают роторную компоновку с доливом скважины естественной водной суспензией до устья, спускают бурильную компоновку, не допуская посадок свыше 2 т от собственного веса, внутрь бурильной компоновки спускают на кабеле телеметрию на скорости не более 12,5 м/мин, с контрольным доливом технической водой через каждые 200-300 м, проводят гамма-каротаж в интервале постановки клина-отклонителя, по данным гамма-каротажа устанавливают клин-отклонитель и устанавливают бурильную компоновку, заякоривают компоновку, отсоединяют фрезы от клина, переводят скважину на промывку раствором плотностью 1150-1250 г/см, вращают компоновку при 25-35 об/мин, устанавливают магниты в желобах циркуляционной системы, вырезают окно с промывкой раствором плотностью 1150-1250 г/см фрезеровкой обсадной колонны при начальной осевой нагрузке 0-0,5 т и оборотах не более 60 об/мин, после фрезерования 0,4-0,6 м колонны осевую нагрузку увеличивают до 3,5-4,5 т при оборотах 70-80 об/мин, расход устанавливают 12-16 л/с, продолжают до выхода расширяющей части фрезера за обсадную колонну, прорабатывают интервал фрезерования, проводят очистку забоя спуском магнита на буровом инструменте.

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности, а именно к бурению нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин и вторых стволов с горизонтальным окончанием.

Известен способ проводки и крепления наклонно направленной скважины с вскрытием продуктивного пласта горизонтальным участком ствола, включающий проводку основного ствола до продуктивного горизонта, крепление основного ствола обсадными трубами технической колонны выше продуктивного горизонта, осуществление дальнейшей проводки основного ствола с набором зенитного угла и его стабилизации до выхода на горизонтальный участок скважины с входом в продуктивный пласт, после чего проводку горизонтального участка скважины осуществляют долотом диаметром, меньшим диаметра основного ствола, открытым забоем до проектной величины, отличающийся тем, что из-под технической колонны в скважину опускают эксплуатационную колонну с вводом ее в продуктивный пласт на горизонтальном участке скважины до проектной величины, после чего осуществляют крепление колонны (см. патент РФ №2089714, кл. Е21В 7/04, опубл. 10.09.1997).

Однако данный способ не дает возможности провести геофизические исследования для определения емкостно-фильтрационных характеристик пласта и его насыщения. Его применение целесообразно для пластов с продуктивной мощностью более 10 м и выдержанностью геологического строения месторождения. Способ не позволяет войти в продуктивный пласт с точностью до 1-2 м, что важно при относительно небольшой мощности продуктивного пласта 1-10 м и изменяющейся абсолютной отметки геологической кровли пласта. Вследствие этого данный способ не позволяет осуществить эффективное вскрытие продуктивных пластов, так как допускает возможность пересечения горизонтальным участком глинистых или обводненных пропластков, что обуславливает извлечение из пласта меньшего количества жидкости (газа, газоконденсата) с возможным существенным содержанием воды.

Известен способ вскрытия вторым стволом обводненных продуктивных пластов при восстановлении бездействующих скважин нефтяных месторождений, находящихся на поздних стадиях разработки. Способ вскрытия обводненных продуктивных пластов, заключающийся в бурении через окно в эксплуатационной колонне восстанавливаемой скважины второго ствола, который заканчивают горизонтальным участком в продуктивном пласте, имеет отличительные особенности в том, что через окно в эксплуатационной колонне восстанавливаемой скважины производят бурение наклонного пилотного ствола (пилот-ствола), которым пересекают продуктивный пласт от кровли до подошвы (с зенитным углом до 50°), проводят в пилотном стволе геофизические исследования последнего, выявляют нефтенасыщенный пропласток продуктивного пласта, устанавливают изолирующий этот пласт цементный мост от забоя пилотного ствола до места забуривания горизонтального участка второго ствола и бурят этот участок по нефтенасыщенному пропластку в секторе, направление которого определяется азимутом пилотного ствола. Изобретение позволяет осуществлять вскрытие обводненных продуктивных пластов по нефтенасыщенным пропласткам и извлекать из них безводную нефть с месторождений, находящихся на поздних стадиях разработки (патент РФ №2220271, кл. Е21В 7/04, опубл. 27.12.2003).

Недостатком данного способа является бурение наклонного пилотного ствола под зенитным углом не более 50° и цементный мост, используемый для срезки. После установки цементного моста в пилотном стволе необходимо время его затвердевания. Обычно 48 часов. Пилотный ствол бурится под зенитным углом не более 50° из-за того, что при большем зенитном угле с помощью цементного моста практически невозможно выйти из пилотного ствола. В связи с зенитным углом менее 50° бурится протяженный участок от места забуривания горизонтального ствола до набора зенитного угла в 90° и входа в продуктивный пласт (протяженный участок в дальнейшем именуется транспортный ствол). Так как цементный мост по прочности значительно слабее вмещающих пород, редко получается сразу наработка желоба и качественная срезка с выходом из пилотного ствола. Приходится ставить повторный цементный мост и повторять срезку. Чтобы решить проблему выхода из пилотного ствола, цементный мост ставят гораздо выше и производят наработку желоба с изменением нагрузки на долото и скорости вращения до тех пор, пока не произведут срезку. За время бурения транспортного ствола происходит значительное смещение горизонтального участка от пилотного ствола по направлению его азимута. Это повышает вероятность изменения емкостно-фильтрационных характеристик пласта и его насыщение, т.е. возможно пересечение горизонтальным участком глинистых или обводненных пропластков. Для решения этой проблемы ставят цементный мост значительно выше кровли продуктивного пласта, производят срезку против направления азимута пилотного моста, проводят дальнейшее бурение так, чтобы вскрыть продуктивный пласт в одной точке с пилотным стволом. Это увеличивает протяженность транспортного ствола до 900 м. За время бурения транспортного ствола производят замеры кривизны ствола геофизическим прибором (инклинометром или гироскопом). Однако на больших расстояниях из-за погрешности прибора происходит расхождение между значениями абсолютных отметок в пилотном и транспортном стволе до 2 м по вертикали, что не позволяет четко вскрыть продуктивный пласт в намеченном пропластке. Все вышеперечисленное приводит к увеличению цикла строительства скважины, снижению притока из пласта с возможным существенным содержанием воды.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ бурения скважин или вторых стволов с горизонтальным окончанием, включающий бурение пилотного ствола с заданным зенитным углом для вскрытия продуктивного пласта и проведение геофизических исследований, спуск эксплуатационной колоны, бурение горизонтального участка в продуктивном пласте. Осуществляют бурение горизонтального ствола, включающего горизонтальный участок, срезку под его бурение проводят из пилотного ствола, который снабжен средством для срезки, выполненным с возможностью изменения зенитного угла для выхода на горизонтальный участок в процессе бурения, при этом пилотный ствол бурят с зенитным углом до 89°. Средство может быть выполнено в виде клина-отклонителя. Клин-отклонитель спускают в эксплуатационную колонну на трубах с его последующей ориентацией в заданном направлении и установкой или устанавливают на нижнюю часть эксплуатационной колонны перед ее спуском с его последующей ориентацией вместе с эксплуатационной колонной в заданном направлении и установкой или ориентируют и устанавливают на трубах в пилотном стволе до спуска эксплуатационной колонны. Кроме того, средство может быть выполнено в виде участка пилотного ствола с измененным диаметром или в виде моста из материалов с прочностью, сопоставимой с прочностью пород пилотного ствола. Пилотным стволом вскрывают часть продуктивного пласта или реперного геофизического пропластка (патент РФ №2351734, кл. Е21В 7/04, опубл. 10.04.2009 - прототип).

Недостатком известного способа является сложность забуривания бокового ствола вследствие прихвата бурового инструмента в пилотном стволе.

В предложенном изобретении решается задача забуривания бокового ствола без прихватов бурового инструмента.

Задача решается тем, что в способе бурения горизонтальной скважины с пилотным стволом, включающем бурение пилотного ствола с заданным зенитным углом для вскрытия продуктивного пласта, проведение геофизических исследований, спуск эксплуатационной колоны, цементирование заколонного пространства, установка отклонителя, бурение горизонтального участка в продуктивном пласте, согласно изобретению, перед установкой клина-отклонителя выполняют 3-кратную проработку и шаблонировку ствола скважины в интервале пилотного ствола в течение 2-3 часов с промывкой на технической воде при давлении 5-7 МПа роторной компоновкой со скоростью не более 20 м/час, поднимают роторную компоновку с доливом скважины естественной водной суспензией до устья, спускают бурильную компоновку, не допуская посадок свыше 2 т от собственного веса, внутрь бурильной компоновки спускают на кабеле телеметрию на скорости не более 12,5 м/мин, с контрольным доливом технической водой через каждые 200-300 м, проводят гамма-каротаж в интервале постановки клина-отклонителя, по данным гамма-каротажа устанавливают клин-отклонитель и устанавливают бурильную компоновку, заякоривают компоновку, отсоединяют фрезы от клина, переводят скважину на промывку раствором плотностью 1150-1250 г/см3, вращают компоновку при 25-35 об/мин, устанавливают магниты в желобах циркуляционной системы, вырезают окно с промывкой раствором плотностью 1150-1250 г/см3 фрезеровкой обсадной колонны при начальной осевой нагрузке 0-0,5 т и оборотах не более 60 об/мин, после фрезерования 0,4-0,6 м колонны осевую нагрузку увеличивают до 3,5-4,5 т при оборотах 70-80 об/мин, расход устанавливают 12-16 л/с, продолжают до выхода расширяющей части фрезера за обсадную колонну, прорабатывают интервал фрезерования, проводят очистку забоя спуском магнита на буровом инструменте.

Сущность изобретения

При зарезке бокового ствола весьма часто происходит прихват инструмента с его поломкой. В результате возникает необходимость в ловильных работах, замене инструмента, изменении режимов забуривания. В предложенном способе решается задача забуривания бокового ствола без прихватов бурового инструмента. Задача решается следующим образом.

После строительства пилотного ствола перед установкой клина-отклонителя выполняют 3-кратную проработку и шаблонировку ствола скважины в интервале пилотного ствола в течение 2-3 часов с промывкой на технической воде при давлении на устье скважины 5-7 МПа роторной компоновкой со скоростью не более 20 м/час. Большая скорость приводит к не полной очистке пилотного ствола.

Поднимают роторную компоновку с доливом скважины естественной водной суспензией до устья.

Долив необходим для компенсации избыточного пластового давления, предотвращения возможных газонефтеводопроявлений, предупреждения обвалов стенок скважины.

Спускают бурильную компоновку, не допуская посадок свыше 2 т от собственного веса. Посадка свидетельствует о наличие шлама в скважине, что может привести к недохождению компоновки до забоя и прихвату.

Внутрь бурильной компоновки спускают на кабеле телеметрию на скорости не более 12,5 м/мин с контрольным доливом технической водой через каждые 200-300 м, проводят гамма-каротаж в интервале постановки клина-отклонителя, по данным гамма-каротажа устанавливают клин-отклонитель и устанавливают бурильную компоновку, заякоривают компоновку. Отсоединяют фрезы от клина, переводят скважину на промывку раствором плотностью 1150-1250 г/см3, вращают компоновку при 25-35 об/мин, устанавливают магниты в желобах циркуляционной системы, вырезают окно с промывкой раствором плотностью 1150-1250 г/см3, фрезеровкой обсадной колонны при начальной осевой нагрузке 0-0,5 т и оборотах не более 60 об/мин, после фрезерования 0,4-0,6 м колонны осевую нагрузку увеличивают до 3,5-4,5 т при оборотах 70-80 об/мин, расход устанавливают 12-16 л/с. Более значительные осевые нагрузки могут привести к преждевременному выходу фреза за колонну и укорочению длины «окна», что может привести к поломке бурильных труб.

Продолжают до выхода расширяющей части фрезера за обсадную колонну, прорабатывают интервал фрезерования, проводят очистку забоя спуском магнита на буровом инструменте.

В результате удается забурить боковой ствол без прихватов бурового инструмента.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. Выполняют зарезку бокового ствола в пилотной скважине со следующими характеристиками: эксплуатационная колонна диаметром 168 мм с забоем на глубине 1936 м, искусственный забой на глубине 1926 м, зенитный угол в интервале установки клина-отклонителя 83,5°, азимутальный - 287,8°. Требуемая глубина зарезки бокового ствола (верх клина) 1887 м. Азимут желоба клина по отношению к текущей кривизне - 30-40°.

При бурении под эксплуатационную колонну проведены каротажные исследования скважины, отобран керн в интервале продуктивного пласта.

После строительства пилотного ствола перед установкой клина-отклонителя выполняют 3-кратную проработку и шаблонировку ствола скважины в интервале пилотного ствола в течение 2 часов с промывкой на технической воде при давлении на устье скважины 5 МПа роторной компоновкой со скоростью 20 м/час. Поднимают роторную компоновку с доливом скважины естественной водной суспензией до устья. Спускают бурильную компоновку, не допуская посадок свыше 2 т от собственного веса. Внутрь бурильной компоновки спускают на кабеле телеметрию на скорости 12,5 м/мин с контрольным доливом технической водой через каждые 200 м, проводят гамма-каротаж в интервале постановки клина-отклонителя, по данным гамма-каротажа устанавливают клин-отклонитель и устанавливают бурильную компоновку, заякоривают компоновку. Отсоединяют фрезы от клина, переводят скважину на промывку раствором плотностью 1150 г/см3, вращают компоновку при 25 об/мин, устанавливают магниты в желобах циркуляционной системы, вырезают окно с промывкой раствором плотностью 1150 г/см3 фрезеровкой обсадной колонны при начальной осевой нагрузке 0 т и оборотах 60 об/мин, после фрезерования 0,4 м колонны осевую нагрузку увеличивают до 3,5 т при оборотах 70 об/мин, расход устанавливают 12 л/с. Продолжают до выхода расширяющей части фрезера за обсадную колонну, прорабатывают интервал фрезерования, проводят очистку забоя спуском магнита на буровом инструменте.

Пример 2. Выполняют, как пример 1.

После строительства пилотного ствола перед установкой клина-отклонителя выполняют 3-х кратную проработку и шаблонировку ствола скважины в интервале пилотного ствола в течение 3 часов с промывкой на технической воде при давлении на устье скважины 7 МПа роторной компоновкой со скоростью 19 м/час. Поднимают роторную компоновку с доливом скважины естественной водной суспензией до устья. Спускают бурильную компоновку, не допуская посадок свыше 2 т от собственного веса. Внутрь бурильной компоновки спускают на кабеле телеметрию на скорости 12 м/мин с контрольным доливом технической водой через каждые 300 м, проводят гамма-каротаж в интервале постановки клина-отклонителя, по данным гамма-каротажа устанавливают клин-отклонитель и устанавливают бурильную компоновку, заякоривают компоновку. Отсоединяют фрезы от клина, переводят скважину на промывку раствором плотностью 1250 г/см3, вращают компоновку при 35 об/мин, устанавливают магниты в желобах циркуляционной системы, вырезают окно с промывкой раствором плотностью 1250 г/см3 фрезеровкой обсадной колонны при начальной осевой нагрузке 0,5 т и оборотах 50 об/мин, после фрезерования 0,6 м колонны осевую нагрузку увеличивают до 4,5 т при оборотах 80 об/мин, расход устанавливают 16 л/с. Продолжают до выхода расширяющей части фрезера за обсадную колонну, прорабатывают интервал фрезерования, проводят очистку забоя спуском магнита на буровом инструменте.

Пример 3. Выполняют, как пример 1. После строительства пилотного ствола перед установкой клина-отклонителя выполняют 3-кратную проработку и шаблонировку ствола скважины в интервале пилотного ствола в течение 2,5 часов с промывкой на технической воде при давлении на устье скважины 6 МПа роторной компоновкой со скоростью 18 м/час. Поднимают роторную компоновку с доливом скважины естественной водной суспензией до устья. Спускают бурильную компоновку, не допуская посадок свыше 2 т от собственного веса. Внутрь бурильной компоновки спускают на кабеле телеметрию на скорости 10 м/мин с контрольным доливом технической водой через каждые 250 м, проводят гамма-каротаж в интервале постановки клина-отклонителя, по данным гамма-каротажа устанавливают клин-отклонитель и устанавливают бурильную компоновку, заякоривают компоновку. Отсоединяют фрезы от клина, переводят скважину на промывку раствором плотностью 1200 г/см3, вращают компоновку при 30 об/мин, устанавливают магниты в желобах циркуляционной системы, вырезают окно с промывкой раствором плотностью 1200 г/см3 фрезеровкой обсадной колонны при начальной осевой нагрузке 0,3 т и оборотах 50 об/мин, после фрезерования 0,5 м колонны осевую нагрузку увеличивают до 4,0 т при оборотах 75 об/мин, расход устанавливают 14 л/с. Продолжают до выхода расширяющей части фрезера за обсадную колонну, прорабатывают интервал фрезерования, проводят очистку забоя спуском магнита на буровом инструменте.

В результате удается забурить боковой ствол без прихватов бурового инструмента.

Применение предложенного способа позволит забуривать боковой ствол без прихватов бурового инструмента.

Способ бурения горизонтальной скважины с пилотным стволом, включающий бурение пилотного ствола с заданным зенитным углом для вскрытия продуктивного пласта, проведение геофизических исследований, спуск эксплуатационной колонны, цементирование заколонного пространства, установка отклонителя, бурение горизонтального участка в продуктивном пласте, отличающийся тем, что перед установкой клина-отклонителя выполняют 3-кратную проработку и шаблонировку ствола скважины в интервале пилотного ствола в течение 2-3 часов с промывкой на технической воде при давлении 5-7 МПа роторной компоновкой со скоростью не более 20 м/час, поднимают роторную компоновку с доливом скважины естественной водной суспензией до устья, спускают бурильную компоновку, не допуская посадок свыше 2 т от собственного веса, внутрь бурильной компоновки спускают на кабеле телеметрию на скорости не более 12,5 м/мин, с контрольным доливом технической водой через каждые 200-300 м, проводят гамма-каротаж в интервале постановки клина-отклонителя, по данным гамма-каротажа устанавливают клин-отклонитель и устанавливают бурильную компоновку, заякоривают компоновку, отсоединяют фрезы от клина, переводят скважину на промывку раствором плотностью 1150-1250 г/см, вращают компоновку при 25-35 об/мин, устанавливают магниты в желобах циркуляционной системы, вырезают окно с промывкой раствором плотностью 1150-1250 г/см фрезеровкой обсадной колонны при начальной осевой нагрузке 0-0,5 т и оборотах не более 60 об/мин, после фрезерования 0,4-0,6 м колонны осевую нагрузку увеличивают до 3,5-4,5 т при оборотах 70-80 об/мин, расход устанавливают 12-16 л/с, продолжают до выхода расширяющей части фрезера за обсадную колонну, прорабатывают интервал фрезерования, проводят очистку забоя спуском магнита на буровом инструменте.
Источник поступления информации: Роспатент

Showing 11-20 of 258 items.
10.05.2013
№216.012.3e1b

Способ добычи нефти

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтедобывающий скважины с высоковязкой нефтью. Обеспечивает повышение дебита скважины. Сущность изобретения: способ добычи включает спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб с штанговым...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002481466
Дата охранного документа: 10.05.2013
10.05.2013
№216.012.3e1c

Способ разработки нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи при межскважинной перекачке рабочего агента. Обеспечивает повышение стабильности работы нагнетательных скважин и возможности регулировать их работу в зависимости от условий разработки....
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002481467
Дата охранного документа: 10.05.2013
10.05.2013
№216.012.3e1d

Способ разработки залежи высоковязкой нефти

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: при разработке залежи ведут проводку горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин попарно параллельно друг...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002481468
Дата охранного документа: 10.05.2013
27.05.2013
№216.012.44d9

Способ разработки нефтяного пласта

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки обводненной залежи, и может найти применение при разработке неоднородных по проницаемости нефтяных пластов. Обеспечивает повышение эффективности охвата пластов вытеснением за счет вовлечения в разработку...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002483202
Дата охранного документа: 27.05.2013
27.05.2013
№216.012.44df

Способ последовательного освоения многообъектной скважины

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при освоении скважины, вскрывшей два продуктивных пласта. Обеспечивает возможность освоения скважины, вскрывшей два продуктивных пласта, без спускоподъемных операция для освоения второго пласта. Сущность изобретения:...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002483208
Дата охранного документа: 27.05.2013
20.06.2013
№216.012.4d03

Способ разработки нефтяных залежей сообщаемыми через продуктивный пласт скважинами

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для разработки нефтяных залежей сообщаемыми через продуктивный пласт скважинами. Обеспечивает повышение продуктивности скважин и увеличение нефтеизвлечения. Сущность изобретения: способ включает строительство...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002485297
Дата охранного документа: 20.06.2013
20.06.2013
№216.012.4d07

Способ добычи нефти

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам добычи нефти из неоднородного нефтяного пласта путем регулирования охвата пласта заводнением и перераспределения фильтрационных потоков. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти. В способе добычи...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002485301
Дата охранного документа: 20.06.2013
27.06.2013
№216.012.5104

Способ разработки нефтяного месторождения

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяного многопластового месторождения. Обеспечивает увеличение нефтеотдачи залежи за счет более полного охвата пластов воздействием, вовлечения в разработку ранее не работавших продуктивных пластов....
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002486333
Дата охранного документа: 27.06.2013
27.06.2013
№216.012.5105

Способ разработки месторождения высоковязкой нефти

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки месторождений высоковязкой нефти с использованием тепла на поздней стадии разработки. Технический результат - повышение эффективности паротеплового воздействия при извлечении остаточной нефти за счет...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002486334
Дата охранного документа: 27.06.2013
27.06.2013
№216.012.5108

Способ определения продуктивности пласта в процессе бурения скважины

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении продуктивности пластов в процессе бурения скважин. Техническим результатом является повышение достоверности и оперативности определения продуктивности в процессе бурения скважины. Способ заключается в...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002486337
Дата охранного документа: 27.06.2013
Showing 11-20 of 350 items.
10.05.2013
№216.012.3e1b

Способ добычи нефти

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтедобывающий скважины с высоковязкой нефтью. Обеспечивает повышение дебита скважины. Сущность изобретения: способ добычи включает спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб с штанговым...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002481466
Дата охранного документа: 10.05.2013
10.05.2013
№216.012.3e1c

Способ разработки нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи при межскважинной перекачке рабочего агента. Обеспечивает повышение стабильности работы нагнетательных скважин и возможности регулировать их работу в зависимости от условий разработки....
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002481467
Дата охранного документа: 10.05.2013
10.05.2013
№216.012.3e1d

Способ разработки залежи высоковязкой нефти

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: при разработке залежи ведут проводку горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин попарно параллельно друг...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002481468
Дата охранного документа: 10.05.2013
27.05.2013
№216.012.44d9

Способ разработки нефтяного пласта

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки обводненной залежи, и может найти применение при разработке неоднородных по проницаемости нефтяных пластов. Обеспечивает повышение эффективности охвата пластов вытеснением за счет вовлечения в разработку...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002483202
Дата охранного документа: 27.05.2013
27.05.2013
№216.012.44df

Способ последовательного освоения многообъектной скважины

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при освоении скважины, вскрывшей два продуктивных пласта. Обеспечивает возможность освоения скважины, вскрывшей два продуктивных пласта, без спускоподъемных операция для освоения второго пласта. Сущность изобретения:...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002483208
Дата охранного документа: 27.05.2013
20.06.2013
№216.012.4d03

Способ разработки нефтяных залежей сообщаемыми через продуктивный пласт скважинами

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для разработки нефтяных залежей сообщаемыми через продуктивный пласт скважинами. Обеспечивает повышение продуктивности скважин и увеличение нефтеизвлечения. Сущность изобретения: способ включает строительство...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002485297
Дата охранного документа: 20.06.2013
20.06.2013
№216.012.4d07

Способ добычи нефти

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам добычи нефти из неоднородного нефтяного пласта путем регулирования охвата пласта заводнением и перераспределения фильтрационных потоков. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти. В способе добычи...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002485301
Дата охранного документа: 20.06.2013
27.06.2013
№216.012.5104

Способ разработки нефтяного месторождения

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяного многопластового месторождения. Обеспечивает увеличение нефтеотдачи залежи за счет более полного охвата пластов воздействием, вовлечения в разработку ранее не работавших продуктивных пластов....
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002486333
Дата охранного документа: 27.06.2013
27.06.2013
№216.012.5105

Способ разработки месторождения высоковязкой нефти

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки месторождений высоковязкой нефти с использованием тепла на поздней стадии разработки. Технический результат - повышение эффективности паротеплового воздействия при извлечении остаточной нефти за счет...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002486334
Дата охранного документа: 27.06.2013
27.06.2013
№216.012.5108

Способ определения продуктивности пласта в процессе бурения скважины

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении продуктивности пластов в процессе бурения скважин. Техническим результатом является повышение достоверности и оперативности определения продуктивности в процессе бурения скважины. Способ заключается в...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002486337
Дата охранного документа: 27.06.2013
+ добавить свой РИД