×
26.10.2019
219.017.db26

Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА

Вид РИД

Изобретение

Аннотация: Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяного пласта, и может найти применение при разработке неоднородных по проницаемости нефтяных пластов. Технический результат - увеличение нефтеотдачи пластов и снижение обводненности добывающих скважин за счет повышения эффективности охвата пласта воздействием, вовлечения в разработку ранее не охваченных воздействием низкопроницаемых нефтенасыщенных зон пласта, а также расширение технологических возможностей способа. В способе разработки нефтяного пласта, включающем определение приемистости нагнетательной скважины, закачку в пласт через нагнетательную скважину суспензии силикатного геля и водного раствора поверхностно-активного вещества - ПАВ и отбор нефти через добывающие скважины, предварительно в пласт закачивают оторочку водного раствора силиката натрия с концентрацией от 0,1 до 10 мас.%, затем осуществляют закачку суспензии силикатного геля до увеличения давления закачки на 10-30%, не превышающего максимально допустимого давления закачки на эксплуатационную колонну или пласты, после закачки суспензии силикатного геля закачивают в пласт водный раствор ПАВ - оксиэтилированного моноалкилфенола или моноалкилфенилового эфира полиэтиленгликоля с концентрацией от 0,1 до 0,5 мас.% в объемном отношении к объему закачки суспензии силикатного геля 1:(1-10), причем объем закачки указанного водного раствора силиката - V и концентрацию суспензии силикатного геля - С, а также отношение объема указанного раствора ПАВ - V к объему закачки суспензии силикатного геля - V выбирают исходя из приемистости нагнетательной скважины - Пр., а именно при Пр. 150-250 м/сут. - V 3-7 м, С 0,005-6,0 мас.%, V/V 1:(1-3), при Пр. 250-350 м/сут. - V 7-12 м, С 6,0-12,0 мас.%, V/V 1:(3-6), при Пр. 350-500 м/сут. - V 12-20 м, С 8,0-20,0 мас.%, V/V 1:(6-10), а после закачки указанного водного раствора осуществляют продавку в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 300 г/дм в объеме 10-15 м и возобновляют заводнение. 1 пр., 5 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяного пласта и может найти применение при разработке неоднородных по проницаемости нефтяных пластов.

Известен способ изоляции высокопроницаемых интервалов пласта, применяемый для повышения эффективности изоляции, включающий последовательную закачку в буферах пресной воды, оторочек полимерсиликатного раствора, водного раствора соли поливалентного металла в соотношении 1:1, при этом закачку оторочек растворов осуществляют в равных объемах, 5-200 м3 каждый, для снижения приемистости скважины не более, чем на 50%, с дополнительной продавкой в объеме не ниже 40% от объема оторочки раствора (патент RU №2186958, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.08.2002).

Недостатком данного способа является низкая эффективность их применения в неоднородных по проницаемости пластах, так как используемый состав способствует недостаточному блокированию высокопроницаемых зон пласта, и в результате нефтеотдача остается незначительной.

Известен способ регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин, включающий приготовление силикатного геля, дозирование его в закачиваемую воду от водовода и закачку в пласт полученной суспензии силикатного геля (патент RU №2321733, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.04.2008 в бюл. №10). Приготовление силикатного геля осуществляют путем одновременной подачи струя в струю разбавленных растворов соляной кислоты и силиката натрия в снабженный частотным преобразователем шнеко-вый транспортер в малообъемном совмещении при соотношении указанных растворов от 1:1 до 1:2, соотношение растворов регулируют изменением показателя частотного преобразователя в зависимости от их концентрации, выбор концентрации разбавленных растворов и их соотношение осуществляют с учетом условия мгновенного гелеобразования при смешении, затем силикатный гель в указанном транспортере разбивают на частицы размером от 0,01 до 0,5 мм, дозирование геля в воду осуществляют до концентрации 0,05-75 мас. %. Закачку осуществляют в зависимости от приемистости скважины, начиная с минимальной концентрации суспензии, при минимальном давлении закачки с постепенным увеличением концентрации до достижения допустимого давления на эксплуатационную колонну при последующем поддержании его постоянным за счет снижения концентрации суспензии.

Недостатком способа является низкая эффективность из-за недостаточного вовлечения в разработку ранее неохваченных воздействием низкопроницаемых нефтенасыщенных зон пласта. В результате охват пластов воздействием незначителен.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяного пласта (патент RU №2483202, МПК Е21В 43/22, опубл. 27.05.2013 в бюл. №15), включающий определение приемистости нагнетательной скважины, приготовление и закачку в пласт через нагнетательную скважину суспензии силикатного геля и раствора поверхностно-активного вещества и отбор нефти через добывающие скважины. В нагнетательную скважину дополнительно закачивают поверхностно-активное вещество - ПАВ или полимер, или смесь ПАВ с полимером, закачку ведут чередующимися оторочками суспензии силикатного геля при концентрации 0,01-15 мас. % и ПАВ или полимера, или смеси ПАВ с полимером, оторочку суспензии силикатного геля закачивают в объемном соотношении к оторочке ПАВ или полимера, или смеси ПАВ с полимером от (1÷5) до (5÷1), начиная с максимальной концентрации оторочек, при минимальном давлении закачки с постепенным уменьшением концентрации до достижения допустимого давления на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты, корректируют концентрации оторочек в зависимости от изменения давления закачки.

Недостатком известного способа является снижение эффективности вытеснения нефти за счет низкой блокирующей способности состава, недостаточного подключения в разработку ранее неохваченных низкопроницаемых нефтенасыщенных пропластков и вследствие этого незначительный охват пласта воздействием. В результате нефтеотдача пластов остается невысокой.

Техническими задачами предложения являются увеличение нефтеотдачи пластов и снижение обводненности добывающих скважин за счет повышения эффективности охвата пласта воздействием, вовлечения в разработку ранее неохваченных воздействием низкопроницаемых нефтенасыщенных зон пласта, а также расширение технологических возможностей способа.

Поставленные задачи решаются способом разработки нефтяного пласта, включающим определение приемистости нагнетательной скважины, закачку в пласт через нагнетательную скважину суспензии силикатного геля и водного раствора поверхностно-активного вещества - ПАВ и отбор нефти через добывающие скважины.

Новым является то, что предварительно в пласт закачивают оторочку водного раствора силиката натрия с концентрацией от 0,1 до 10 мас. %, затем осуществляют закачку суспензии силикатного геля до увеличения давления закачки на 10-30%, не превышающего максимально допустимого давления закачки на эксплуатационную колонну или пласты, после закачки суспензии силикатного геля закачивают в пласт водный раствор ПАВ - оксиэтилированного моноалкилфенола или моноалкилфенилового эфира полиэтиленгликоля с концентрацией от 0,1 до 0,5 мас. % в объемном соотношении к объему закачки суспензии силикатного геля 1:(1-10), причем объем закачки указанного водного раствора силиката - Vраствора силиката и концентрацию суспензии силикатного геля - Ссуспензии геля, а также соотношение объема указанного раствора ПАВ - Vpacвора ПАВ к объему закачки суспензии силикатного геля - Vсуспензии геля выбирают исходя из приемистости нагнетательной скважины - Пр.скв., а именно: при Пр.скв. 150-250 м3/сут. - Vраствора силиката 3-7 м3, Ссусп. 0,005-6,0 мас. %, Vраствора ПАВ/Vсуспензии геля 1:(1-3), при Пр.скв. 250-350 м3/сут. - Vраствора силиката 7-12 м3, Ссусп. 6,0-12,0 мас. %, Vраствора ПАВ/Vсуспензии геля 1: (3-6), при Пр. скв. 350-500 м3/сут. - Vраствора силиката 12-20 м3, Ссусп. 8,0-20,0 мас. %, Vраствора ПАВ/Vсуспензии геля 1:(6-10), а после закачки указанного водного раствора осуществляют продавку в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 300 г/дм3 в объеме 10-15 м3 и возобновляют заводнение.

Для приготовления водного раствора силиката натрия, суспензии силикатного геля и водного раствора ПАВ используют следующие реагенты:

- силикат натрия (стекло натриевое жидкое) по ГОСТ 13078-81, плотностью 1,36-1,45 г/см3;

- ингибированную соляную кислоту с массовой долей хлористого водорода 22-24%, плотностью 1,108-1,12 г/см3;

- оксиэтилированный моноалкилфенол (ОЭАФ) представляет собой водорастворимый неионогенный ПАВ с массовой долей присоединенной окиси этилена 70%, с температурой застывания 13-17°С по ТУ 2483-077-05766801-98;

- моноалкилфениловый эфир полиэтиленгликоля представляет собой водно-спиртовый раствор неионогенных поверхностно-активных веществ с температурой застывания минус 40°С (комплексный ПАВ) по ТУ 2458-001-91222887-11;

- вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/дм3.

Достигаемый положительный эффект от предлагаемого способа обеспечивается тем, что легкоподвижные мелкодисперсные частицы суспензии силикатного геля равномерно распределяются по пласту со снижением проницаемости водопроводящих пропластков, и тем самым, увеличивается охват пласта воздействием. Предварительная закачка в пласт водного раствора силиката натрия усиливает блокирование высокопроницаемых зон пласта за счет образования осадков, образующихся при взаимодействии водного раствора силиката натрия с водой, содержащей соли поливалентных катионов, увеличивая фильтрационное сопротивление. При этом происходит перераспределение фильтрационных потоков и подключение в работу ранее неохваченных низкопроницаемых нефтенасыщенных пропластков. Закачка водного раствора ПАВ позволяет снизить межфазное натяжение на границе «нефть-вытесняющий агент» и способствует отмыву нефти, что в конечном итоге приводит к увеличению нефтеотдачи пластов.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Предварительно проводят подготовительные работы. Выбирают участок нагнетательной скважины. Определяют текущее состояние скважины, приемистость нагнетательной скважины при давлении закачки, максимальное допустимое давление на эксплуатационную колонну или пласты, минерализацию воды, степень выработанности пластов, останавливают подачу воды (заводнение). В зависимости от геологических условий определяют количество реагентов и объемы закачиваемых оторочек: водного раствора силиката натрия, суспензии силикатного геля и водного раствора ПАВ. Дозирование, приготовление и закачку указанных оторочек производят с помощью автоматизированной установки типа КУДР. Технологический процесс закачки осуществляют последовательно оторочками. В качестве первой оторочки используют водный раствор силиката натрия - разбавленный раствор силиката натрия пресной водой. Оторочку водного раствора силиката натрия предварительно готовят на базе по приготовлению химпродуктов путем смешения силиката натрия товарной формы и пресной воды в объемном соотношении 1:(3-10). Объемное соотношение выбирают исходя от минерализации воды, закачиваемой по водоводу (табл.1). Для качественного получения водного раствора силикат натрия и пресную воду перемешивают в течение 30 мин. Затем приготовленный водный раствор силиката натрия доставляют на скважину автоцистернами. Оторочку водного раствора силиката натрия с концентрацией от 0,1 до 10 мас. % в объеме 3-20 м3 закачивают в пласт. Объем закачки водного раствора силиката натрия выбирают исходя из приемистости нагнетательной скважины (табл.2).

В качестве второй оторочки используют суспензию силикатного геля.

Суспензию силикатного геля готовят непосредственно перед закачкой в нагнетательную скважину. Раствор силиката натрия товарной формы плотностью 1,36 г/см3 разбавляют пресной водой в объемном соотношении 1:3 и перемешивают насосом в течение одного часа. Концентрация (массовая доля) силиката натрия в разбавленном растворе составляет 25% (в расчете на товарную форму), плотность 1,09-1,11 г/см3. Раствор соляной кислоты плотностью 1,12 г/см3 разбавляют пресной водой в объемном соотношении 1:7 и перемешивают в течение одного часа. Концентрация (массовая доля) соляной кислоты в разбавленном растворе составляет 1,015-1,02 г/см3. Разбавленные растворы силиката натрия и соляной кислоты в объемном соотношении 1:1 путем подачи струя в струю подают в шнековый транспортер с помощью дозировочных насосов, в котором происходит образование силикатного геля. Затем силикатный гель и закачиваемую воду с минерализацией от 0,15 до 300 г/дм3 от водовода подают в струйный насос, происходит диспергирование силикатного геля с размером частиц от 0,001 до 1,0 мм. Получают суспензию силикатного геля и закачивают в скважину. Дозируют содержание силикатного геля в суспензии от 0,005 до 20 мас. % до увеличения давления закачки на 10-15% от максимального допустимого давления на эксплуатационную колонну или пласты.

В качестве третьей оторочки используют водный раствор ПАВ с концентрацией от 0,1 до 0,5 мас. %. Объем закачки водного раствора ПАВ к объему закачки силикатного геля составляет 1:(1-10).

В качестве водного раствора ПАВ используют оксиэтилированный моноалкилфенол или моноалкилфениловый эфир полиэтиленгликоля.

Водный раствор ПАВ готовят в промежуточной емкости установки КУДР путем подачи закачиваемой воды с минерализацией от 0,15 до 300 г/дм3 (99,9-99,5 мас. %) с водовода на вход струйного насоса с одновременной дозировкой ПАВ (от 0,1 до 0,5 мас. %) дозировочным насосом. Приготовленный водный раствор ПАВ насосным агрегатом закачивают в пласт через нагнетательную скважину. После закачки указанного водного раствора ПАВ продавливают в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 300 г/дм3 в объеме 10-15 м3.

Производят заключительные работы на скважине и возобновляют заводнение.

Предлагаемый способ разработки нефтяного пласта позволяет увеличить нефтеотдачу пластов и снизить обводненность добывающих скважин за счет увеличения блокирующей способности состава, подключения в разработку ранее неохваченных низкопроницаемых нефтенасыщенных пропластков, повышения эффективности охвата пласта воздействием, Предложение позволяет расширить технологические возможности осуществления способа.

Пример конкретного выполнения.

В качестве объекта опытно-промышленных работ был выбран участок с одной нагнетательной и шестью добывающими скважинами. Пласты представлены терригенны-ми коллекторами проницаемостью 0,60 мкм2, нефтенасыщенностью 79,5%, пористостью 20-21,0%, нефтенасыщенная толщина пласта - 10,2 м (двумя пропластками). Приемистость нагнетательной скважины составляет 150 м3/сут при давлении закачки 8,0 МПа, максимальное допустимое давление на эксплуатационную колонну или пласты -12,0 МПа, минерализация воды 0,15 г/дм3 (пример 1 табл. 3). Среднесуточный дебит нефти составляет 5,4 т (3,7-7,4 т), средняя обводненность добываемой жидкости - 92% (от 94 до 98%) (пример 1 табл. 5).

Для нагнетательной скважины согласно анализу разработки участка рекомендовано приготовить водный раствор силиката натрия в объеме 3 м3 (см. табл. 2). Оторочку водного раствора силиката натрия предварительно готовят на базе по приготовлению химпродуктов путем смешения силиката натрия товарной формы плотностью 1,36 г/см3 и пресной воды в объемном соотношении 1:3 (см. табл. 1). Для качественного получения водного раствора силикат натрия (0,75 м3) и пресную воду (2,25 м3) перемешивают в течение 30 мин. Затем приготовленный водный раствор силиката натрия доставляют на скважину автоцистернами. Оторочку водного раствора силиката натрия с концентрацией 0,1 мас. % в объеме 3 м3 закачивают в пласт.

Затем закачивают в пласт суспензию силикатного геля. Суспензию силикатного геля готовят непосредственно перед закачкой в пласт, используя для этой цели установку для приготовления, дозирования и закачивания технологических растворов в скважину (по патенту RU №48202).

Для приготовления силикатного геля используют натриевое жидкое стекло с плотностью 1,36 г/см3, в качестве гелеобразователя - ингибированную соляную кислоту с концентрацией не менее 24% (плотностью 1,12 г/см3). Предварительно из товарной формы реагентов готовят разбавленные пресной водой растворы силиката натрия в объемном соотношении 1:3 и ингибированной соляной кислоты в объемном соотношении 1:7. Затем непрерывно получают силикатный гель из разбавленных растворов силиката натрия и соляной кислоты в объемном соотношении 1:1 путем подачи струя в струю в шнековый транспортер с помощью дозировочных насосов, где силикатный гель разбивают на частицы размером от 0,001 до 1,0 мм. Закачку оторочки суспензии силикатного геля с концентрацией 0,005 мас. % закачивают в пласт до увеличения давления закачки на 10%. Объем закачки составляет 100 м3 (пример 1 табл. 3).

После закачки суспензии силикатного геля закачивают в пласт водный раствор ПАВ - оксиэтилированный моноалкилфенол (ОАЭФ) с концентрацией 0,1 мас. % в объеме 50 м3. Объемное соотношение объема закачки водного раствора ПАВ к объему закачки суспензии силикатного геля составляет 1:2.

Водный раствор ОАЭФ готовят в промежуточной емкости установки КУДР путем подачи закачиваемой воды с минерализацией 0,15 г/дм3 (99,9 мас. %) с водовода на вход струйного насоса с одновременной дозировкой ОАЭФ (0,1 мас. %) дозировочным насосом. Приготовленный водный раствор насосным агрегатом закачивают в пласт через нагнетательную скважину. После закачки указанного водного раствора ОАЭФ продавливают в пласт водой с минерализацией 0,15 г/дм3 в объеме 10 м3.

Производят заключительные работы на скважине и возобновляют заводнение. Через 15 дней проводят геофизические исследования пластов.

Результаты исследований показывают, что произошло перераспределение фильтрационных потоков: первый пропласток стал принимать 80 м3/сут, второй пропласток - 55 м3/сут, приемистость уменьшилась до 135 м3/сут при давлении 10,8 МПа, удельная приемистость снизилась на 32% (пример 1, табл. 4), средняя обводненность добываемой продукции снизилась с 92,0% до 88,5%, дебит нефти по участку увеличился на 2,5 т (пример 1, табл. 5).

Остальные примеры осуществления способа разработки нефтяного пласта выполняют аналогично, результаты исследований приведены в табл. 4, 5. Удельная приемистость скважины снизилась в среднем на 32%, давление закачки увеличилось в среднем на 30%, обводненность добываемой продукции снизилась в среднем на 3,6%, дополнительная добыча нефти составила более 1750 т нефти (табл. 4, 5).

Полученные результаты показывают, что происходит перераспределение фильтрационных потоков в пласте и, как следствие, подключение в работу неохваченных ранее воздействием нефтенасыщенных зон пласта, которые приводят к увеличению охвата пласта воздействием в 1,5-1,7 раза.

Таким образом, предлагаемый способ разработки нефтяного пласта позволяет увеличить нефтеотдачу и снизить обводненность добывающих скважин за счет увеличения блокирующей способности состава, вовлечения в разработку ранее неохваченных воздействием низкопроницаемых нефтенасыщенных зон пласта, повышения эффективности охвата пласта воздействием. Предложение позволяет расширить технологические возможности осуществления способа.

Способ разработки нефтяного пласта, включающий определение приемистости нагнетательной скважины, закачку в пласт через нагнетательную скважину суспензии силикатного геля и водного раствора поверхностно-активного вещества - ПАВ и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что предварительно в пласт закачивают оторочку водного раствора силиката натрия с концентрацией от 0,1 до 10 мас.%, затем осуществляют закачку суспензии силикатного геля до увеличения давления закачки на 10-30%, не превышающего максимально допустимого давления закачки на эксплуатационную колонну или пласты, после закачки суспензии силикатного геля закачивают в пласт водный раствор ПАВ - оксиэтилированного моноалкилфенола или моноалкилфенилового эфира полиэтиленгликоля с концентрацией от 0,1 до 0,5 мас.% в объемном отношении к объему закачки суспензии силикатного геля 1:(1-10), причем объем закачки указанного водного раствора силиката - V и концентрацию суспензии силикатного геля - С, а также отношение объема указанного раствора ПАВ - V к объему закачки суспензии силикатного геля - V выбирают исходя из приемистости нагнетательной скважины - Пр., а именно при Пр. 150-250 м/сут. - V 3-7 м, С 0,005-6,0 мас.%, V/V 1:(1-3), при Пр. 250-350 м/сут. - V 7-12 м, С 6,0-12,0 мас.%, V/V 1:(3-6), при Пр. 350-500 м/сут. - V 12-20 м, С 8,0-20,0 мас.%, V/V 1:(6-10), а после закачки указанного водного раствора осуществляют продавку в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 300 г/дм в объеме 10-15 м и возобновляют заводнение.
Источник поступления информации: Роспатент

Showing 71-80 of 432 items.
26.08.2017
№217.015.e4e0

Способ разработки залежи битуминозной нефти из горизонтальной скважины

Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - увеличение коэффициента извлечения нефти на залежах с низким пластовым давлением и наличием газовых шапок с одновременным снижением затрат на прогрев продуктивного пласта за счет исключения прорыва теплоносителя в газовые...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002626497
Дата охранного документа: 28.07.2017
26.08.2017
№217.015.e500

Способ эксплуатации добывающей высоковязкую нефть скважины

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для снижения асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) на внутрискважинном оборудовании и разрушения водонефтяной эмульсии в скважине при эксплуатации скважины, добывающей высоковязкую нефть. Способ включает спуск в скважину...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002626484
Дата охранного документа: 28.07.2017
26.08.2017
№217.015.e506

Способ удаления заглушек из перфорированных отверстий хвостовика при заканчивании горизонтальной скважины в залежи битума

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве нефтяных скважин с горизонтальным окончанием в залежи битума. Способ удаления заглушек из перфорированных отверстий хвостовика при заканчивании горизонтальной скважины в залежи битума включает бурение,...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002626496
Дата охранного документа: 28.07.2017
26.08.2017
№217.015.e515

Способ промывки проппанта из колонны труб и призабойной зоны скважины после гидроразрыва пласта

Изобретение относится к нефтегазобывающей промышленности, в частности к технологиям промывки проппантовых пробок в скважинах. Способ включает спуск в скважину в интервал пласта колонны труб с пакером, установку пакера над пластом, закачку жидкости гидроразрыва в продуктивный пласт, проведение...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002626495
Дата охранного документа: 28.07.2017
26.08.2017
№217.015.e51d

Способ разработки залежи битуминозной нефти из горизонтальной скважины

Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - увеличение коэффициента извлечения нефти с одновременным снижением затрат на прогрев продуктивного пласта за счет исключения прорыва теплоносителя в газовые шапки. Способ разработки залежи битуминозной нефти из горизонтальной...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002626500
Дата охранного документа: 28.07.2017
26.08.2017
№217.015.e5bf

Способ соединения труб, снабжённых внутренней оболочкой

Изобретение относится к технологии соединения труб с внутренним покрытием. Способ соединения труб, снабженных внутренней оболочкой, с привариваемым наружным стаканом включает размещение на концах труб на длину зоны активного термического влияния сварки между внутренней поверхностью трубы и...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002626709
Дата охранного документа: 31.07.2017
26.08.2017
№217.015.e679

Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидроразрыва пласта

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат – повышение эффективности и надежности способа разработки, увеличение охвата залежи тепловым воздействием, равномерная и полная выработка запасов высоковязкой нефти или битума из залежи с одновременным снижением...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002626845
Дата охранного документа: 02.08.2017
26.08.2017
№217.015.e831

Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидроразрыва пласта

Изобретение относится к разработке залежей высоковязкой нефти или битума, содержащих непроницаемые пропластки, с применением трещин гидроразрыва пласта (ГРП). Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидроразрыва пласта (ГРП) включает бурение вертикальной и...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002627345
Дата охранного документа: 07.08.2017
26.08.2017
№217.015.e98f

Способ регулирования профиля приёмистости нагнетательной скважины (варианты)

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины, и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости пластами и для ограничения водопритока в добывающей скважине. Технический...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002627785
Дата охранного документа: 11.08.2017
26.08.2017
№217.015.e99a

Способ разработки залежи битуминозной нефти

Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - увеличение коэффициента извлечения нефти на залежах с наличием газовых шапок c одновременным снижением затрат за счет исключения прорыва теплоносителя в газовые шапки. Способ разработки залежи битуминозной нефти включает...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002627795
Дата охранного документа: 11.08.2017
Showing 71-80 of 82 items.
22.10.2019
№219.017.d8e8

Гелеобразующий состав для изоляции водопритока в скважину (варианты)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих скважинах, регулирования охвата обрабатываемого пласта и профиля приемистости нагнетательных скважин, и может быть использовано в низкотемпературных скважинах. Гелеобразующий...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002703598
Дата охранного документа: 21.10.2019
15.11.2019
№219.017.e2a6

Гелеобразующий состав для ограничения водопритока в добывающей скважине, на которой осуществляется паротепловое воздействие

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными пластами для ограничения водопритока в добывающей скважине, на которой осуществляется паротепловое воздействие. Гелеобразующий состав...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002706149
Дата охранного документа: 14.11.2019
24.04.2020
№220.018.1896

Способ разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может быть применено при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными пластами. В способе разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта, включающем закачку в пласт гелеобразующего...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002719699
Дата охранного документа: 21.04.2020
26.04.2020
№220.018.1a46

Эмульгатор инвертной эмульсии для увеличения нефтеотдачи пластов

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к эмульгаторам инвертных эмульсий для увеличения нефтеотдачи пластов. Эмульгатор инвертной эмульсии для увеличения нефтеотдачи пластов, включающий маслорастворимое поверхностно-активное вещество - ПАВ Неонол АФ-6, олеиновую...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002720113
Дата охранного документа: 24.04.2020
14.05.2020
№220.018.1bc4

Способ разработки залежи сверхвязкой нефти

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности паротеплового воздействия при разработке залежи сверхвязкой нефти, исключение нерационального расхода теплоносителя, раствора карбамида и углеводородного растворителя, снижение коррозии...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002720632
Дата охранного документа: 12.05.2020
15.05.2020
№220.018.1ceb

Эмульгатор инвертной эмульсии для увеличения нефтеотдачи пластов

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при получении эмульгатора инвертных эмульсий для увеличения нефтеотдачи пластов. Эмульгатор инвертной эмульсии для увеличения нефтеотдачи пластов, содержащий маслорастворимое поверхностно-активное вещество - МПАВ,...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002720857
Дата охранного документа: 13.05.2020
21.05.2020
№220.018.1f7d

Способ термохимической обработки нефтяного пласта

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам термохимической обработки нефтяногопласта. Способ термохимической обработки нефтяного пласта включает одновременную или последовательную закачку двух водных растворов, представляющих собой термохимический состав, в...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002721200
Дата охранного документа: 18.05.2020
03.06.2020
№220.018.23a4

Способ разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными терригенными и трещиноватыми карбонатными нефтяными пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002722488
Дата охранного документа: 01.06.2020
03.07.2020
№220.018.2dc0

Способ разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта

Изобретение относится к разработке нефтяного месторождения и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины. Изобретение содержит способ разработки неоднородного по проницаемости...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002725205
Дата охранного документа: 30.06.2020
31.07.2020
№220.018.398e

Способ добычи трудноизвлекаемых запасов нефти

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности добычи трудноизвлекаемых запасов сверхвязкой нефти из пластов малой толщины, исключение выпадения смолисто-асфальтеновых веществ в пласте с одновременным сокращением материальных затрат....
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002728176
Дата охранного документа: 28.07.2020
+ добавить свой РИД