×
13.01.2017
217.015.78dc

Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ГОРИЗОНТАЛЬНОГО СТВОЛА СКВАЖИНЫ, ВСКРЫВШЕЙ КАРБОНАТНЫЙ КОЛЛЕКТОР

Вид РИД

Изобретение

№ охранного документа
0002599155
Дата охранного документа
10.10.2016
Аннотация: Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны горизонтальных стволов скважин, вскрывших карбонатный коллектор. Технический результат - повышение эффективности обработки. По способу определяют давления поглощения жидкости в открытом горизонтальном стволе скважины с обсаженной эксплуатационной колонной в вертикальной части. Осуществляют обработку открытого горизонтального ствола скважины жидкостью, обеспечивающей отсутствие поглощения. После этого на устье скважины снизу вверх собирают и спускают в открытый горизонтальный ствол скважины компоновку, состоящую из перфорированного хвостовика с центраторами, пакера, разъединителя, технологической колонны труб. Спуск компоновки производят до достижения нижним концом перфорированного хвостовика забоя горизонтального ствола скважины. Затем вовнутрь перфорированного хвостовика спускают колонну насосно-компрессорных труб - НКТ и за 5 м до достижения нижним концом колонны НКТ нижнего конца перфорированного хвостовика спуск колонны НКТ прекращают. Верхний конец эксплуатационной колонны оборудуют затрубной задвижкой с устьевым сальником. Верхний конец технологической колонны труб оборудуют межтрубной задвижкой с устьевым герметизатором. На верхний конец колонны НКТ монтируют трубную задвижку. При открытых трубной и межтрубной задвижках и закрытой затрубной задвижке закачивают в колонну НКТ обратную эмульсию. Ее продавливают кислотным составом до заполнения межтрубного пространства скважины обратной эмульсией. Закрывают межтрубную задвижку и открывают затрубную задвижку и продолжают закачку кислотного состава через затрубное пространство скважины в емкость. Производят циркуляцию кислотного состава до потери активности кислотного состава. После этого циркуляцию кислотного состава прекращают. Закрывают трубную задвижку и открывают межтрубную задвижку. Закачкой жидкости в межтрубное пространство скважины вытесняют обратную эмульсию из межтрубного в затрубное пространство скважины. Обратной эмульсией вытесняют продукты реакции кислотного состава с карбонатным коллектором через затрубную задвижку в емкость. Производят посадку пакера. Отсоединяют разъединитель и извлекают из скважины технологическую колонну труб. Перфорированный хвостовик оставляют в горизонтальном стволе скважины. Скважину оснащают эксплуатационным оборудованием и запускают ее в работу. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны горизонтальных стволов скважин, вскрывших карбонатный коллектор.

Способ обработки призабойной зоны пласта горизонтального ствола скважины (патент RU №2235865, МПК E21B 43/18, опубл. 10.09.2004 г., бюл. №25), включающий доведение рабочего агента до продуктивного интервала и его закачку в продуктивный интервал. Закачку в продуктивный интервал проводят при периодическом репрессионном воздействии под избыточным давлением рабочего агента, перед потоком рабочего агента создают разрежение, концентрируют репрессионное воздействие в направлении обрабатываемого интервала парным и симметричным выходом давления к обрабатываемому интервалу на высоте не менее интервала перфорации обрабатываемого пласта, ограничивают распространение давления из обрабатываемого интервала в скважину и поддерживают давление в обрабатываемом интервале до его уравнивания с давлением в околоскважинной зоне.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, сложность реализации способа, связанная с периодически репрессионным воздействием под избыточным давлением рабочего агента на продуктивный интервал;

- во-вторых, низкая эффективность обработки призабойной зоны в горизонтальных стволах скважин вследствие неравномерности обработки отдельных интервалов репрессионным воздействием.

Также известен способ обработки призабойной зоны в горизонтальном или наклонном стволе скважины (патент RU №2114294, МПК E21B 43/27, опубл. 27.06.98 г., бюл. №18), включающий выбор интервала с наименьшей приемистостью и закачку раствора кислоты при начальном давлении, при котором интервал принимает раствор кислоты, и конечном давлении закачки, меньшем начального по меньшей мере на 20%, поинтервальную закачку раствора кислоты в каждый интервал до достижения конечного давления закачки, одинакового для всех обрабатываемых интервалов данной скважины, при начальном давлении закачки в отдельный интервал, равном конечному давлению, прекращение закачки раствора кислоты в данный интервал, а при начальном давлении закачки в отдельный интервал, меньшем конечного давления, проведение работ по уменьшению проницаемости данного интервала.

Недостатком данного способа является то, что в горизонтальном стволе скважины сложно провести поинтервальную обработку призабойной зоны. При обработке происходит неконтролируемый уход кислоты в призабойную зону, разное время воздействия кислоты на отдельные участки приводит к неравномерности проницаемости призабойной зоны. В результате эффективность кислотной обработки снижается.

Наиболее близким по технической сущности является способ обработки призабойной зоны в горизонтальном или наклонном стволе скважины (патент RU №2209304, МПК E21B 43/27, опубл. 27.07.2003 г., бюл. №21), включающий предварительное определение давления поглощения жидкости скважиной, обсаженной эксплуатационной колонной в вертикальной части, обработку открытого горизонтального или наклонного ствола скважины жидкостью, обеспечивающей отсутствие поглощения, и закачку кислотного состава в продуктивный интервал. Указанную обработку скважины осуществляют промывкой жидкостью глушения с плотностью, обеспечивающей отсутствие поглощения, раствор кислоты доводят до продуктивного интервала жидкостью с плотностью, обеспечивающей отсутствие поглощения, а после закачки кислотного состава проводят технологическую выдержку под давлением меньшим, чем давление поглощения до момента начала поглощения.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, низкая эффективность обработки призабойной зоны горизонтального ствола скважины кислотным составом. Это обусловлено тем, что при бурении горизонтального ствола твердая фаза бурового раствора вместе с полимером проникают в трещины и поры призабойной зоны горизонтального ствола, кольматируя ее, образуя на их поверхности непроницаемый барьер, трудно поддающийся кислотному воздействию при закачке кислотного состава в призабойную зону горизонтального ствола скважины;

- во-вторых, низкое качество выноса кольматанта (продуктов реакции кислоты с карбонатной породой) из горизонтального ствола скважины путем промывки жидкостью глушения даже при большом расходе, поскольку кольматант обратно оседает на поверхности горизонтального ствола скважины, что снижает потенциальную продуктивность скважины;

- в-третьих, непродолжительность (1-2 мес) эффекта от обработки призабойной зоны в горизонтальном стволе скважины за счет ухудшения коллекторских свойств пласта кольматантом при промывке, что выражается в снижении добывных возможностей скважины.

Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности воздействия кислотного состава на призабойную зону горизонтального ствола скважины, а также повышение качества выноса продуктов реакции с карбонатной породой и увеличение продолжительности эффекта от реализации способа.

Технические задачи решаются способом обработки призабойной зоны горизонтального ствола скважины, вскрывшей карбонатный коллектор, включающим определение давления поглощения жидкости в открытом горизонтальном стволе скважины с обсаженной эксплуатационной колонной в вертикальной части, обработку открытого горизонтального ствола скважины жидкостью, обеспечивающей отсутствие поглощения.

Новым является то, что после обработки открытого горизонтального ствола скважины жидкостью, обеспечивающей отсутствие поглощения, на устье скважины снизу вверх собирают и спускают в открытый горизонтальный ствол скважины компоновку, состоящую из перфорированного хвостовика с центраторами, пакера, разъединителя, технологической колонны труб, спуск компоновки в открытый горизонтальный ствол скважины производят до достижения нижним концом перфорированного хвостовика забоя горизонтального ствола скважины, затем вовнутрь перфорированного хвостовика спускают колонну насосно-компрессорных труб - НКТ и за 5 м до достижения нижним концом колонны НКТ нижнего конца перфорированного хвостовика спуск колонны НКТ прекращают, после чего на устье скважины верхний конец эксплуатационной колонны оборудуют затрубной задвижкой с устьевым сальником, верхний конец технологической колонны труб оборудуют межтрубной задвижкой с устьевым герметизатором, а на верхний конец колонны НКТ монтируют трубную задвижку, далее при открытых трубной и межтрубной задвижках и закрытой затрубной задвижке закачивают в колонну НКТ обратную эмульсию, которую продавливают кислотным составом до заполнения межтрубного пространства скважины обратной эмульсией, закрывают межтрубную задвижку и открывают затрубную задвижку и продолжают закачку кислотного состава через затрубное пространство скважины в емкость, производят циркуляцию кислотного состава до потери активности кислотного состава, после чего циркуляцию кислотного состава прекращают, закрывают трубную задвижку и открывают межтрубную задвижку, после чего закачкой жидкости в межтрубное пространство скважины вытесняют обратную эмульсию из межтрубного в затрубное пространство скважины, по которому обратная эмульсия вытесняет продукты реакции кислотного состава с карбонатным коллектором через затрубную задвижку в емкость, после чего производят посадку пакера, отсоединяют разъединитель и извлекают из скважины технологическую колонну труб, при этом перфорированный хвостовик остается в горизонтальном стволе скважины, далее оснащают скважину эксплуатационным оборудованием и запускают ее в работу.

На фиг. 1 и 2 схематично и последовательно изображен предлагаемый способ обработки призабойной зоны горизонтального ствола скважины, вскрывшей карбонатный коллектор в процессе реализации.

Способ обработки призабойной зоны горизонтального ствола скважины, вскрывшей карбонатный коллектор, включает предварительное определение давления поглощения жидкости в открытом горизонтальном стволе 1 скважины 2 с обсаженной эксплуатационной колонной 3 в вертикальной части.

Например, определяют, что давление поглощения жидкости в открытом горизонтальном стволе 1 скважины 2 равно 13,5 МПа, после чего спуском промывочной колонны труб (на фиг. 1 и 2 не показано) проводят промывку открытого горизонтального ствола 1 (см. фиг. 1) скважины 2 жидкостью глушения с плотностью, обеспечивающей отсутствие поглощения, т.е. пресной водой плотностью 1000 кг/м3.

Далее на устье скважины 2 снизу вверх собирают и спускают в открытый горизонтальный ствол 2 скважины 1 компоновку, состоящую из перфорированного хвостовика 4 с центраторами 5, пакера 6, разъединителя 7, технологической колонны труб 8. Перфорированный хвостовик 4 собирают из труб, например, диаметром 114 мм с перфорированными отверстиями 9 диаметром 8 мм.

Центраторы 5 имеют продольные каналы для перетока жидкости (на фиг. 1 и 2 не показаны) и располагаются на перфорированном хвостовике 3, например, через каждые 50 м, в качестве центраторов 5 применяют центраторы любой известной конструкции.

В качестве пакера 6 применяют любой известный пакер для разобщения ствола скважины 1, а в качестве разъединителя 7 применяют, например, «левый» переводник.

В качестве технологической колонны труб 8 применяют колонну, состоящую из труб того же типоразмера, что и перфорированный хвостовик, т.е. диаметром 114 мм.

Спуск компоновки в открытый горизонтальный ствол 2 скважины 1 производят до достижения нижним концом перфорированного хвостовика 4 забоя 10 открытого горизонтального ствола 1 скважины 2, т.е. когда нижний конец перфорированного хвостовика 4 упирается в забой 10, возрастает нагрузка на индикаторе веса при отсутствии перемещения перфорированного хвостовика 4 в открытом горизонтальном стволе 2 скважины 1.

Затем вовнутрь перфорированного хвостовика 4 спускают колонну НКТ 11 и за 5 м до достижения нижним концом колонны НКТ нижнего конца перфорированного хвостовика 4 спуск колонны НКТ 11 прекращают.

После чего на устье скважины 2 верхний конец эксплуатационной колонны 3 оборудуют затрубной задвижкой 12 с устьевым сальником 13.

Верхний конец технологической колонны труб 8 оборудуют межтрубной задвижкой 14 с устьевым герметизатором 15.

На верхний конец колонны НКТ 11 монтируют трубную задвижку 16.

Далее при открытых трубной 16 и межтрубной 14 задвижках и закрытой затрубной задвижке 12 закачивают с помощью насосного агрегата (на фиг. 1 и 2 не показано), например, марки ЦА-320, в колонну НКТ 11 (см. фиг. 1) обратную эмульсию, которую продавливают кислотным составом по колонне НКТ 11 до заполнения межтрубного пространства 17 скважины 2 обратной эмульсией.

Обратную эмульсию применяют в объеме межтрубного пространства, например в объеме 9 м3. Рецептура обратной эмульсии на 1 м3:

- нефть товарная - 0,49 м3;

- эмульгатор - 0,01 м3;

- пластовая вода - 0,5 м3.

В качестве кислотного состава используют кислотный состав медленного действия.

Кислотный состав применяют в объеме колонны НКТ 11, например 4 м3 плюс объем затрубного пространства, например, в объеме 12 м3. Итого: 4 м3 + 12 м3 = 16 м3 Рецептура кислотного состава на 1 м3:

- соляная кислота с концентрацией 20-24% - 0,8 м3;

- моносульфитный черный щелок - 0,2 м3.

Закрывают межтрубную задвижку 14 и открывают затрубную задвижку 12 и продолжают закачку кислотного состава через затрубное пространство 18 скважины 2 в емкость (на фиг. 1 и 2 не показано).

Кислотный состав, закачиваемый насосным агрегатом в колонну НКТ 11, циркулирует по колонне НКТ 11 через отверстия 9 перфорированного хвостовика 4 и затрубное пространство 18, затрубную задвижку 12 в емкость, а затем из емкости насосным агрегатом вновь закачивается в колонну НКТ 11.

Таким образом, производят циркуляцию кислотного состава до потери активности кислотного состава, после чего циркуляцию кислотного состава прекращают. Активность кислотного состава определяют визуально по наличию выхода в емкость через затрубную задвижку 12 продуктов реакции кислоты с частицами породы карбонатного коллектора. Отсутствие частиц карбонатной породы в кислотном составе, попадающем в емкость, свидетельствует о потере активности кислотного состава.

Благодаря циркуляции кислотного состава по колонне НКТ 11 через отверстия 9 перфорированного хвостовика 4 и затрубное пространство 18 горизонтального ствола 1 скважины 2, а не закачке кислотного состава в пласт, как описано в прототипе, повышается эффективность обработки призабойной зоны горизонтального ствола скважины. Это объясняется тем, что в процессе циркуляции под действием кислотного состава медленного действия твердая фаза бурового раствора вместе с полимером выходит из трещин и пор карбонатного коллектора, постепенно растворяя кольматирующие породы карбонатного коллектора, вследствие чего восстанавливается проницаемость призабойной зоны горизонтального ствола скважины.

После чего закрывают трубную задвижку 16 (см. фиг. 1) и открывают межтрубную задвижку 14, после чего закачкой жидкости насосным агрегатом (на фиг. 1 и 2 не показано), например сточной воды плотностью 1180 кг/м3 в межтрубное пространство 17 скважины 2, вытесняют обратную эмульсию из межтрубного 17 в затрубное 18 пространство скважины 2. По затрубному пространству 18 скважины 2 обратная эмульсия вытесняет продукты реакции кислотного состава с карбонатным коллектором и вместе с ними через затрубную задвижку 12 попадает в емкость.

Обратная эмульсия благодаря своей высокой вязкости качественно очищает горизонтальный ствол 1 скважины 2 от продуктов реакции кислотного состава с карбонатной породой и позволяет восстановить потенциальную продуктивность скважины. Обработка открытого горизонтального ствола обратной эмульсией обеспечивает сохранение коллекторских свойств пласта после обработки, что позволяет кратно увеличить продолжительность эффекта от реализации способа до 6-12 месяцев в отличие от прототипа (1-2 месяца).

После чего производят посадку пакера 6, отсоединяют разъединитель 7, выполненный в виде левого переводника, путем вращения технологической колонны труб 8 против часовой стрелки и извлекают из скважины 2 технологическую колонну труб 8, при этом перфорированный хвостовик 4 остается в горизонтальном стволе 1 скважины 2 (см. фиг. 2).

Далее оснащают скважину 2 эксплуатационным оборудованием (на фиг. 1 и 2 не показано) и запускают ее в работу.

Предлагаемый способ обработки призабойной зоны горизонтального ствола скважины, вскрывшей карбонатный коллектор, позволяет повысить эффективность воздействия кислотного состава на призабойную зону горизонтального ствола скважины, а также повысить качество выноса продуктов реакции с карбонатной породой и увеличить продолжительность эффекта от реализации способа.

Способ обработки призабойной зоны горизонтального ствола скважины, вскрывшей карбонатный коллектор, включающий определение давления поглощения жидкости в открытом горизонтальном стволе скважины с обсаженной эксплуатационной колонной в вертикальной части, обработку открытого горизонтального ствола скважины жидкостью, обеспечивающей отсутствие поглощения, отличающийся тем, что после обработки открытого горизонтального ствола скважины жидкостью, обеспечивающей отсутствие поглощения, на устье скважины снизу вверх собирают и спускают в открытый горизонтальный ствол скважины компоновку, состоящую из перфорированного хвостовика с центраторами, пакера, разъединителя, технологической колонны труб, спуск компоновки в открытый горизонтальный ствол скважины производят до достижения нижним концом перфорированного хвостовика забоя горизонтального ствола скважины, затем вовнутрь перфорированного хвостовика спускают колонну насосно-компрессорных труб - НКТ и за 5 м до достижения нижним концом колонны НКТ нижнего конца перфорированного хвостовика спуск колонны НКТ прекращают, после чего на устье скважины верхний конец эксплуатационной колонны оборудуют затрубной задвижкой с устьевым сальником, верхний конец технологической колонны труб оборудуют межтрубной задвижкой с устьевым герметизатором, а на верхний конец колонны НКТ монтируют трубную задвижку, далее при открытых трубной и межтрубной задвижках и закрытой затрубной задвижке закачивают в колонну НКТ обратную эмульсию, которую продавливают кислотным составом до заполнения межтрубного пространства скважины обратной эмульсией, закрывают межтрубную задвижку и открывают затрубную задвижку и продолжают закачку кислотного состава через затрубное пространство скважины в емкость, производят циркуляцию кислотного состава до потери активности кислотного состава, после чего циркуляцию кислотного состава прекращают, закрывают трубную задвижку и открывают межтрубную задвижку, после чего закачкой жидкости в межтрубное пространство скважины вытесняют обратную эмульсию из межтрубного в затрубное пространство скважины, по которому обратной эмульсией вытесняют продукты реакции кислотного состава с карбонатным коллектором через затрубную задвижку в емкость, после чего производят посадку пакера, отсоединяют разъединитель и извлекают из скважины технологическую колонну труб, при этом перфорированный хвостовик оставляют в горизонтальном стволе скважины, далее оснащают скважину эксплуатационным оборудованием и запускают ее в работу.
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ГОРИЗОНТАЛЬНОГО СТВОЛА СКВАЖИНЫ, ВСКРЫВШЕЙ КАРБОНАТНЫЙ КОЛЛЕКТОР
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ГОРИЗОНТАЛЬНОГО СТВОЛА СКВАЖИНЫ, ВСКРЫВШЕЙ КАРБОНАТНЫЙ КОЛЛЕКТОР
Источник поступления информации: Роспатент

Showing 11-20 of 578 items.
27.05.2013
№216.012.44ce

Разбуриваемый пакер

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к средствам защиты эксплуатационных колонн от высоких давлений при ремонтно-изоляционных работах в скважинах. Обеспечивает исключение потери герметичности уплотнительным элементом при высоких давлениях закачки или продавки при...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002483191
Дата охранного документа: 27.05.2013
27.05.2013
№216.012.44db

Устройство для разработки залежи высоковязкой нефти или битума

Изобретение относится к устройствам разработки месторождений углеводородов двухустьевыми скважинами и может быть использовано для добычи высоковязкой нефти или битума. Технический результат - продление разработки залежи до прорыва теплоносителя на прием насоса, равномерная закачка теплоносителя...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002483204
Дата охранного документа: 27.05.2013
27.05.2013
№216.012.44dc

Способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием закачки теплоносителя в скважину

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - регулирование закачки теплоносителя в продуктивный пласт, сокращение времени на разогрев паровой камеры, повышение эффективности работы паровой камеры, обеспечение равномерной и полной выработки запасов тяжелой нефти или...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002483205
Дата охранного документа: 27.05.2013
27.05.2013
№216.012.44dd

Способ разработки залежи высоковязкой нефти и битума

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - увеличение коэффициента вытеснения высоковязкой нефти и битума, увеличение охвата пласта тепловым воздействием как по горизонтали, так и по вертикали. В способе разработки залежи высоковязкой нефти и битума, включающем...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002483206
Дата охранного документа: 27.05.2013
27.05.2013
№216.012.44de

Способ разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений. Технический результат - отсутствие прорывов вытесняющего агента по трещинам, выполнение разветвленных стволов из горизонтальной скважины оптимальной длины, равномерное вытеснение добываемой продукции, повышение нефтеотдачи залежи....
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002483207
Дата охранного документа: 27.05.2013
27.05.2013
№216.012.44e0

Способ гидравлического разрыва пласта в скважине

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при гидравлическом разрыве пласта с близким расположением вод. Способ обеспечивает повышение эффективности гидроразрыва. Сущность изобретения: способ включает спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ - с...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002483209
Дата охранного документа: 27.05.2013
10.06.2013
№216.012.48e8

Способ реагентной разглинизации скважины

Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано для повышения проницаемости призабойной зоны пласта. Технический результат - упрощение способа и снижение затрат на его осуществление без потери эффективности разглинизации скважин, предохранение эксплуатационной колонны от...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002484244
Дата охранного документа: 10.06.2013
20.06.2013
№216.012.4d02

Способ улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом с целью интенсификации добычи и увеличения нефтеотдачи пластов, обеспечивает упрощение и удешевление способа, повышение качества герметизации...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002485296
Дата охранного документа: 20.06.2013
20.06.2013
№216.012.4d06

Способ разработки залежи нефти в трещиноватых коллекторах

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение для повышения производительности как вновь вводимых, так и действующих добывающих и нагнетательных скважин; обеспечивает повышение эффективности способа. Сущность изобретения: способ включает размещение...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002485300
Дата охранного документа: 20.06.2013
20.06.2013
№216.012.4d08

Способ вызова притока пластового флюида из скважины

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при освоении добывающих скважин. Способ вызова притока пластового флюида из скважины включает спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), снижение противодавления на продуктивный пласт за счет замены...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002485302
Дата охранного документа: 20.06.2013
Showing 11-20 of 391 items.
27.05.2013
№216.012.44db

Устройство для разработки залежи высоковязкой нефти или битума

Изобретение относится к устройствам разработки месторождений углеводородов двухустьевыми скважинами и может быть использовано для добычи высоковязкой нефти или битума. Технический результат - продление разработки залежи до прорыва теплоносителя на прием насоса, равномерная закачка теплоносителя...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002483204
Дата охранного документа: 27.05.2013
27.05.2013
№216.012.44dc

Способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием закачки теплоносителя в скважину

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - регулирование закачки теплоносителя в продуктивный пласт, сокращение времени на разогрев паровой камеры, повышение эффективности работы паровой камеры, обеспечение равномерной и полной выработки запасов тяжелой нефти или...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002483205
Дата охранного документа: 27.05.2013
27.05.2013
№216.012.44dd

Способ разработки залежи высоковязкой нефти и битума

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - увеличение коэффициента вытеснения высоковязкой нефти и битума, увеличение охвата пласта тепловым воздействием как по горизонтали, так и по вертикали. В способе разработки залежи высоковязкой нефти и битума, включающем...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002483206
Дата охранного документа: 27.05.2013
27.05.2013
№216.012.44de

Способ разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений. Технический результат - отсутствие прорывов вытесняющего агента по трещинам, выполнение разветвленных стволов из горизонтальной скважины оптимальной длины, равномерное вытеснение добываемой продукции, повышение нефтеотдачи залежи....
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002483207
Дата охранного документа: 27.05.2013
27.05.2013
№216.012.44e0

Способ гидравлического разрыва пласта в скважине

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при гидравлическом разрыве пласта с близким расположением вод. Способ обеспечивает повышение эффективности гидроразрыва. Сущность изобретения: способ включает спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ - с...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002483209
Дата охранного документа: 27.05.2013
10.06.2013
№216.012.48e8

Способ реагентной разглинизации скважины

Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано для повышения проницаемости призабойной зоны пласта. Технический результат - упрощение способа и снижение затрат на его осуществление без потери эффективности разглинизации скважин, предохранение эксплуатационной колонны от...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002484244
Дата охранного документа: 10.06.2013
20.06.2013
№216.012.4d02

Способ улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом с целью интенсификации добычи и увеличения нефтеотдачи пластов, обеспечивает упрощение и удешевление способа, повышение качества герметизации...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002485296
Дата охранного документа: 20.06.2013
20.06.2013
№216.012.4d06

Способ разработки залежи нефти в трещиноватых коллекторах

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение для повышения производительности как вновь вводимых, так и действующих добывающих и нагнетательных скважин; обеспечивает повышение эффективности способа. Сущность изобретения: способ включает размещение...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002485300
Дата охранного документа: 20.06.2013
20.06.2013
№216.012.4d08

Способ вызова притока пластового флюида из скважины

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при освоении добывающих скважин. Способ вызова притока пластового флюида из скважины включает спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), снижение противодавления на продуктивный пласт за счет замены...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002485302
Дата охранного документа: 20.06.2013
20.06.2013
№216.012.4d0a

Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности добычи высоковязкой нефти или битума за счет стабильного и непрерывного теплового воздействия на продуктивный пласт, а также за счет исключения попутно добываемой воды и конденсата в объеме...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002485304
Дата охранного документа: 20.06.2013
+ добавить свой РИД