×
14.05.2023
223.018.558d

Результат интеллектуальной деятельности: Способ разработки неоднородного нефтяного пласта

Вид РИД

Изобретение

Аннотация: Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородного нефтяного пласта, а именно увеличению нефтеотдачи пластов при одновременном увеличении охвата пласта воздействием и повышении эффективности нефтевытеснения в неоднородных коллекторах на поздних стадиях разработки месторождений. Способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий закачку в пласт гелеобразующей композиции, содержащей водную дисперсию полиакриламида - ПАА с мол. мас. не менее 5⋅10 D и степенью гидролиза 5-20% и натриевую соль полианионной целлюлозы - ПАЦ, наполнитель, сшиватель - ацетат хрома, затем - дополнительно закачку оторочки смеси, содержащей водный раствор неионогенного поверхностно-активного вещества - НПАВ - окиэтилированного алкилфенола с массовой долей окиси этилена 70%, технологическую выдержку для гелеобразования, предусматривает следующее. Используют в качестве наполнителя алюмосиликатные полые микросферы АСПМ-500, ПАЦ - со степенью замещения 95% высоковязкую. При этом соотношение компонентов следующее, мас. %: ПАА - 0,3-1,0, высоковязкая ПАЦ - ВПАЦ - 0,05, ацетат хрома - 0,035-0,105, указанные микросферы - 0,005-0,6, вода – остальное. Причем массовое отношение ПАА и ВПАЦ к ацетату хрома составляет 10:1. Водная оторочка смеси содержит в качестве указанного оксиэтилированного алкилфенола оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 12 и дополнительно - ПАА и изопропиловый спирт – ИПС. Соотношение компонентов в водной оторочке, мас. %: ПАА - 0,1-0,15, ИПС - 0,5-2,0, указанное НПАВ - 0,3-0,5, вода – остальное. При этом указанные композицию и оторочку смеси водного раствора закачивают в объемном соотношении от 1:1 до 1:12, Затем ее продавливают в пласт водой в объеме 10-20 м и оставляют скважину на технологическую выдержку до 5 суток Технический результат заключается в снижении проницаемости высокопроницаемых зон пласта за счет увеличения фильтрационного сопротивления, повышения прочностных свойств закачиваемых гелеобразующих композиций, вовлечения в разработку низкопроницаемых, ранее неохваченных нефтенасыщенных пропластков, что приводит к повышению эффективности охвата пласта воздействием и увеличению нефтеотдачи пластов, что позволяет расширить технологические возможности способа. 2 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам разработки неоднородного нефтяного пласта, а именно увеличению нефтеотдачи пластов при одновременном увеличении охвата пласта воздействием и повышении эффективности нефтевытеснения в неоднородных коллекторах на поздних стадиях разработки месторождений.

Известен способ заводнения нефтяного пласта, включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину водной суспензии сшитого полиакриламида (ПАА) и карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ) в соотношении компонентов от 1:1 до 2:98 (патент РФ №2175383, МПК Е21В 43/22, опубл. 27.10.2001 г.).

Известный способ недостаточно эффективен в неоднородных по проницаемости нефтяных пластах из-за невысоких значений фильтрационного сопротивления. В результате снижается охват пласта вытеснением, что приводит к снижению коэффициента нефтеизвлечения.

Известен способ разработки неоднородного пласта, включающий закачку в пласт композиции, содержащей водорастворимый полимер, сшивающий агент и наполнитель, где в качестве наполнителя используют белую сажу марки БС-120 или Росил - 175 при концентрациях 0,1-1,0% (патент РФ №2256785, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.07.2005 г.).

Недостатком способа является низкая эффективность в неоднородных по проницаемости пластах, так как используемый состав недостаточно способствует отмыву нефти при последующем ее вытеснении и невысокой прочности образующегося геля.

Известен способ разработки неоднородного нефтяного пласта путем выравнивания профиля приемистости в нагнетательных и ограничения водопритоков в добывающих скважинах (патент РФ №2169258, МПК Е21В 43/22, опубл. 2001 г.). В пласт закачивают изолирующий состав, включающий полимер (ПАА или КМЦ), сшиватель и воду. При высоких приемистостях скважины изолирующий состав дополнительно содержит наполнитель. После закачки заданного объема гелеобразующего состава осуществляют технологическую выдержку продолжительностью до 10 сут.

Недостатками данного способа являются:

- кратковременность изоляции обводнившихся пропластков из-за невысокой прочности полученных составов, полученный гель будет подвергаться быстрому разрушению. В результате нефтеотдача пластов остается невысокой;

- низкая эффективность извлечения нефти вследствие того, что закачка гелеобразующего состава вызывает снижение проницаемости промытых зон, а последующее нагнетание воды приводит лишь к частичному отмыву нефти из поровых каналов. В результате снижается охват пласта вытеснением;

- низкая эффективность способа в неоднородных по проницаемости нефтяных пластах из-за низких значений фильтрационного сопротивления. В результате снижается охват пласта вытеснением, что приводит к снижению коэффициента нефтеизвлечения.

Наиболее близким по технической сущности и решаемой задаче является способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий закачку в пласт гелеобразующей композиции, содержащей водную дисперсию ПАА с молекулярной массой не менее 5⋅106 D и степенью гидролиза 5-20% и натриевую соль полианионной целлюлозы со степенью замещения 95%, наполнитель, в т.ч. минеральный (цеолит), сшиватель - ацетата хрома, затем -дополнительно закачку оторочки смеси, содержащей водный раствор неионогенногр ПАВ - оксиэтилированного алкилфенола с массовой долей присоединения окиси этилена 70%, при объемном отношении композиции и оторочки в т.ч. 1:1, технологическую выдержку с достижением сдвиговой прочности и прироста коэффициента вытеснения нефти, имеющих совпадающие значения с заявленным способом (патент RU №2610961, МПК Е21В 43/12, С09К 8/508, Е21В 43/22, опубл. 17.02.2017 г., Бюл. №5). В качестве наполнителя используют твердые микрочастицы доломитовой или древесной муки, или цеолитсодержащей породы.

Недостатком данного способа является невозможность глубокой обработки пласта. При закачке твердых микрочастиц доломитовой или древесной муки, или цеолитсодержащей породы в водном растворе указанных полимеров происходит процесс флокуляции, вследствие которого образуются крупные полимер-дисперсные частицы, характеризующиеся низкой проникающей способностью в поровое пространство.

Также к недостаткам относится:

- кратковременность изоляции обводнившихся пропластков из-за невысокой прочности полученных составов, полученный гель будет подвергаться быстрому разрушению. В результате нефтеотдача пластов остается невысокой;

- низкая эффективность извлечения нефти вследствие того, что закачка гелеобразующего состава вызывает снижение проницаемости промытых зон, а последующее нагнетание воды приводит лишь к частичному отмыву нефти из поровых каналов. В результате снижается охват пласта вытеснением;

- низкая эффективность способа в неоднородных по проницаемости нефтяных пластах из-за низких значений фильтрационного сопротивления. В результате снижается охват пласта вытеснением, что приводит к снижению коэффициента нефтеизвлечения.

Технической задачей изобретения является снижение проницаемости высокопроницаемых зон пласта за счет увеличения фильтрационного сопротивления, повышения прочностных свойств закачиваемых гелеобразующих композиций, вовлечения в разработку низкопроницаемых, ранее неохваченных нефтенасыщенных пропластков, что приводит к повышению эффективности охвата пласта воздействием, увеличению нефтеотдачи пластов, а также расширению технологических возможностей способа.

Техническая задача решается способом разработки неоднородного нефтяного пласта, включающим закачку в пласт гелеобразующей композиции, содержащей водную дисперсию полиакриламида - ПАА с молекулярной массой не менее 5⋅106 D и степенью гидролиза 5-20% и натриевую соль полианионной целлюлозы - ПАЦ, наполнитель, сшиватель - ацетат хрома, затем - дополнительно закачку оторочки смеси, содержащей водный раствор неионогенного поверхностно-активного вещества - НПАВ - окиэтилированного алкилфенола с массовой долей окиси этилена 70%, технологическую выдержку для гелеобразования.

Новым является то, что используют в качестве наполнителя алюмосиликатные полые микросферы АСПМ-500, ПАЦ - со степенью замещения 95% высоковязкую при следующем соотношении компонентов, мас. %: ПАА - 0,3-1,0, высоковязкая ПАЦ - ВПАЦ - 0,05, ацетат хрома -0,035-0,105, алюмосиликатные полые микросферы АСПМ-500 - 0,005-0,6, вода - остальное, причем массовое соотношение полимеров ПАА и ВПАЦ к ацетату хрома составляет 10:1, водная оторочка смеси содержит в качестве НПАВ - указанного оксиэтилированного алкилфенола оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 12 и дополнительно - ПАА и изопропиловый спирт - ИПС при следующем соотношении компонентов, мас. %: ПАА - 0,1-0,15, ИПС - 0,5-2,0, указанное НПАВ - 0,3-0,5, вода - остальное, при этом указанные композицию и оторочку смеси водного раствора закачивают в объемном соотношении от 1:1 до 1:12, продавливают в пласт водой в объеме 10-20 м3 и оставляют скважину на технологическую выдержку до 5 суток.

Для приготовления гелеобразующей композиции и оторочки смеси водного раствора используют следующие реагенты:

- ПАА Представляет собой полимер акрилового ряда с молекулярной массой не менее 5⋅106 D и степенью гидролиза от 5% до 20%, образующий однородный раствор при растворении в воде любой минерализации;

- высоковязкая ПАЦ представляет собой натриевую соль полианионной целлюлозы со степенью замещения 95, массовая доля основного вещества в сухом продукте не менее 90%, растворимость в пресной воде - не менее 99%, в воде с минерализацией 180 г/дм3 - не менее 60%, динамическая вязкость 0,3%-ного раствора, приготовленного в пресной воде, не менее 10 мПа⋅с;

- ацетат хрома представляет водный раствор с содержанием основного вещества не менее 45%;

- наполнитель представляет собой алюмосиликатные полые микросферы АСПМ-500 с размером частиц 0,1-0,6 мм, насыпная плотность - 350-430 кг/м3, истинная плотность - 650-800 кг/м3 (ТУ 5717-001-11843486-2004);

- в качестве водорастворимого неионогенного ПАВ используют оксиэтилированный алкилфенол (ОАФ) со степенью оксиэтилирования 12, с массовой долей присоединения окиси этилена 70±1,0%, с температурой застывания 13-17°С;

- изопропиловый спирт (ИПС), выпускаемый по ГОСТ 9805-84.

В качестве воды для приготовления композиций используется техническая пресная или вода с минерализацией от 0,15 г/дм3 до 300 г/дм3.

Сущность предлагаемого способа обусловлена следующим. При разработке неоднородного нефтяного пласта, представленного терригенным коллектором, выполняют геофизические и гидродинамические исследования, определяют приемистость нагнетательных скважин, допустимое давление на эксплуатационную колонну. Определяют объемы закачки гелеобразующей композиции, содержащей ПАА, ВПАЦ, ацетат хрома, алюмосиликатные полые микросферы АСПМ-500 и воду, и оторочки смеси водного раствора, содержащего ПАА, ОАФ и ИПС. Закачку указанных композиции и оторочки смеси водного раствора производят с помощью стандартного оборудования, предназначенного для приготовления, дозирования и закачки технологических растворов в скважину.

Гелеобразующую композицию готовят следующим образом. В воду, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции (КНС), через струйный насос (эжектор) дозируют в виде порошка ПАА с концентрацией 0,3-1,0 мас. %, ВПАЦ - 0,05 мас. %, алюмосиликатные полые микросферы АСПМ-500 - 0,005-0,6 мас. %. При смешивании указанных реагентов с водой образуется дисперсия, которая подается в промежуточную емкость. В эту же емкость, например, с помощью дозировочного насоса дозируют водный раствор ацетата хрома с конечной концентрацией в закачиваемом составе 0,035-0,105 мас. %. Массовое соотношение полимеров ПАА и ВПАЦ к ацетату хрома составляет 10:1. Полученную гелеобразующую композицию закачивают в скважину. После закачки гелеобразующей композиции осуществляют закачку оторочки смеси водного раствора. В воду, поступающую по водоводу с КНС, через струйный насос (эжектор) дозируют ПАА в виде порошка с концентрацией 0,1-0,15 мас. %. При смешивании ПАА с водой образуется дисперсия, которая подается в промежуточную емкость. В эту же емкость, с помощью дозировочных насосов дозируют одновременно ОАФ с концентрацией 0,3-0,5 мас. % и изопропиловый спирт 0,5-2,0 мас. % в закачиваемую смесь. Гелеобразующую композицию и указанную оторочку смеси водного раствора закачивают в объемном соотношении от 1:1 до 1:12. В процессе приготовления и закачки осуществляют контроль за качеством получаемых указанных композиций и смеси водного раствора.

По окончании закачки запланированных объемов закачек указанной гелеобразующей композиции и указанной оторочки смеси водного раствора, продавливают в пласт водой с КНС в объеме 10-20 м3. Скважину останавливают на технологическую выдержку продолжительностью до 5 суток. Производят заключительные работы на скважине и возобновляют заводнение.

В лабораторных условиях прочностные свойства гелеобразующих композиций оценивали значением сдвиговой прочности при скорости сдвига 6,5 с-1 измерением на ротационном вискозиметре Rheomat Mettler Toledo RM 180. На фиг. 1 представлена таблица с результатами исследований сдвиговой прочности гелеобразующей композиции.

Из представленных результатов видно, что составы (опыты 4-12, фиг. 1), содержащие водную дисперсию ПАА, ВПАЦ, ацетата хрома, алюмосиликатные полые микросферы АСПМ-500, обладают высокими прочностными свойствами. Сдвиговая прочность гелей с применением АСПМ-500 (опыты 7-9, фиг. 1) увеличилась в 1,2-2,1 раза по сравнению с прототипом (опыт 16, фиг. 1).

При использовании ПАА с концентрацией менее 0,3 мас. % прочность незначительно отличается от прототипа (опыты 14, 15, фиг. 1), а повышение концентрации ПАА более 1,0% нецелесообразно с экономической и технологической точек зрения, так как увеличивается стоимость реагентов и композиции (опыт 13, фиг. 1).

Закачка в пласт гелеобразующей композиции способствует формированию межмолекулярных сшивок, позволяющих управлять прочностью (опыты 4-12, фиг. 1).

При закачке гелеобразующей композиции в продуктивный пласт происходит блокирование высокопроницаемых промытых зон пласта за счет увеличения остаточного фактора сопротивления с последующим перераспределением закачиваемой следом оторочки смеси водного раствора, содержащей ПАА, ОАФ и ИПС, в менее промытые интервалы пласта, что способствует увеличению нефтевытесняющей способности закачиваемой смеси водного раствора за счет изменения смачиваемости породы, а именно, увеличения гидрофобизации поверхности породы пласта и в конечном итоге, за счет вовлечения в разработку ранее неохваченных пропластков повышается коэффициент нефтеотдачи.

Эффективность предлагаемого способа и прототипа в лабораторных условиях оценивалась по двум показателям: остаточному фактору сопротивления (ОФС) и приросту коэффициента вытеснения нефти. Эксперименты проводили на моделях пласта, представляющих собой две одинаковые трубки длиной 0,5 м, площадью поперечного сечения 5,3 см2, заполненных кварцевым песком. Подбором величины зерен кварцевого песка создавали необходимую проницаемость каналов модели пласта. Через модель пропускали воду, которую затем замещали нефтью плотностью 0,890 г/см3. Далее производили первичное вытеснение нефти водой с замером на выходе объемов нефти и воды и определяли коэффициент вытеснения нефти. Затем закачивали в модель пласта гелеобразующую композицию, содержащую ПАА, ВПАЦ, АСПМ-500 и ацетат хрома, после закачивали оторочку смеси водного раствора, содержащую ПАА, ОАФ и ИПС.Объемное соотношение гелеобразующей композиции к оторочке смеси водного раствора составляло от 1:1 до 1:12. Останавливали модель пласта на технологическую выдержку до 5 суток. Далее проводили довытеснение нефти водой с замером на выходе объемов нефти и воды. Определяли остаточный фактор сопротивления. По вытесненной нефти определяли прирост коэффициента вытеснения нефти.

На фиг. 2 представлена таблица с результатами по определению ОФС и прироста коэффициента вытеснения нефти при закачке гелеобразующей композиции и оторочки смеси водного раствора, содержащей ПАА, ОАФ и ИПС.

Пример. В модель пласта закачивают гелеобразующую композицию, содержащую ПАА с концентрацией 0,3 мас. %, ВПАЦ - 0,05 мас. %, ацетат хрома - 0,035 мас. %, алюмосиликатные полые микросферы АСПМ-500 - 0,005 мас. %, вода - 99,61 мас. %. Объемное соотношение полимеров ПАА и ВПАЦ к ацетату хрома составляет 10:1. Затем закачивают смесь водного раствора с концентрацией ПАА 0,1 мас. %, ОАФ - 0,3 мас. %, ИПС - 0,5 мас. %, вода - 99,1 мас. %. Объемное соотношение гелеобразующей композиции к оторочке смеси водного раствора составляет 1:1. Останавливают модель пласта на технологическую выдержку в течение 5 сут. Проводят довытеснение нефти водой с минерализацией 235 г/дм3 путем закачки воды с замером на выходе объемов нефти и воды. Прирост коэффициента вытеснения нефти составляет 3,1%, а ОФС - 96,5 (опыт 2, фиг. 2).

Как видно из таблицы (опыты 2-10, 13-26, фиг. 2), ОФС по предлагаемому способу разработки неоднородного нефтяного пласта возрастает в 2,8 раза по сравнению с прототипом (опыты 27-29, фиг. 2). Исследования прототипа проведены заявителем самостоятельно. Прирост коэффициента вытеснения нефти увеличивается в 1,4-1,7 раза по сравнению с прототипом (опыты 27-29, фиг. 2).

Технический результат предлагаемого способа заключается в снижении проницаемости высокопроницаемых зон пласта за счет увеличения фильтрационного сопротивления, повышения прочностных свойств закачиваемых гелеобразующих композиций, вовлечения в разработку низкопроницаемых, ранее неохваченных нефтенасыщенных пропластков, что приводит к повышению эффективности охвата пласта воздействием и увеличению нефтеотдачи пластов, что позволяет расширить технологические возможности способа.

Способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий закачку в пласт гелеобразующей композиции, содержащей водную дисперсию полиакриламида - ПАА с молекулярной массой не менее 5⋅10 D и степенью гидролиза 5-20% и натриевую соль полианионной целлюлозы - ПАЦ, наполнитель, сшиватель - ацетат хрома, затем - дополнительно закачку оторочки смеси, содержащей водный раствор неионогенного поверхностно-активного вещества - НПАВ - окиэтилированного алкилфенола с массовой долей окиси этилена 70%, технологическую выдержку для гелеобразования, отличающийся тем, что используют в качестве наполнителя алюмосиликатные полые микросферы АСПМ-500, ПАЦ - со степенью замещения 95% высоковязкую при следующем соотношении компонентов, мас. %: ПАА - 0,3-1,0, высоковязкая ПАЦ - ВПАЦ - 0,05, ацетат хрома - 0,035-0,105, алюмосиликатные полые микросферы АСПМ-500 - 0,005-0,6, вода - остальное, причем массовое соотношение полимеров ПАА и ВПАЦ к ацетату хрома составляет 10:1, водная оторочка смеси содержит в качестве НПАВ - указанного оксиэтилированного алкилфенола оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 12 и дополнительно - ПАА и изопропиловый спирт - ИПС при следующем отношении компонентов, мас. %: ПАА - 0,1-0,15, ИПС - 0,5-2,0, указанное НПАВ - 0,3-0,5, вода - остальное, при этом указанные композицию и оторочку смеси водного раствора закачивают в объемном соотношении от 1:1 до 1:12, продавливают в пласт водой в объеме 10-20 м и оставляют скважину на технологическую выдержку до 5 суток.
Источник поступления информации: Роспатент

Showing 51-59 of 59 items.
19.03.2020
№220.018.0d3e

Скважинный штанговый насос для добычи высоковязкой нефти

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли и может быть использовано при механизированной добыче высоковязкой нефти. Штанговая насосная установка содержит колонны насосных труб и штанг, цилиндр с установленными одна над другой ступенями разного диаметра и два полых плунжера, связанных...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002716998
Дата охранного документа: 17.03.2020
19.03.2020
№220.018.0d6a

Клапан обратный управляемый

Изобретение относится к области машиностроения и может быть использовано в нефтеперерабатывающей отрасли при добыче нефти глубинно-насосным оборудованием. Обратный клапан содержит седло с входным каналом и ограничителем подъема запорного органа со сферическим углублением с радиусом, равным...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002716931
Дата охранного документа: 17.03.2020
09.04.2020
№220.018.138f

Способ периодической эксплуатации нефтяных скважин штанговой насосной установкой в самонастраиваемом режиме

Изобретение относится к области добычи нефти из малодебитных скважин штанговыми насосными установками и, в частности, к способу периодической эксплуатации скважин. Технический результат – обеспечение максимально возможного дебита скважины при одновременном исключении выделения газа и...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002718444
Дата охранного документа: 06.04.2020
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
25.04.2020
№220.018.1929

Способ повышения эффективности работы системы "насос-трубопровод-скважина"

Предложенное изобретение относится к области перекачки (добычи) высоковязких жидкостей, обладающих свойством зависимости эффективной вязкости от скорости перекачки. Техническим результатом является повышение эффективности (коэффициента полезного действия) работы насосного агрегата в системе...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002719796
Дата охранного документа: 23.04.2020
29.06.2020
№220.018.2c6e

Способ обработки призабойной зоны пласта с терригенным типом коллектора

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение продуктивности и дебита добывающих скважин по нефти, повышение проницаемости призабойной зоны пласта, увеличение темпа отбора углеводородов из залежи, текущего и конечного коэффициентов извлечения нефти....
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002724833
Дата охранного документа: 25.06.2020
29.06.2020
№220.018.2c77

Комплексная методика выбора кислотных составов для интенсификации добычи нефти доманиковых отложений

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено при комплексном выборе кислотных составов для интенсификации добычи нефти. Технический результат – обеспечение выбора эффективной кислоты для интенсификации добычи нефти доманиковых отложений. В...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002724832
Дата охранного документа: 25.06.2020
29.06.2020
№220.018.2c8d

Способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение для повышения эффективности разработки залежей углеводородов со слабосцементированным типом коллектора, в частности для крепления призабойной зоны пласта. Способ включает последовательную закачку в пласт через...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002724828
Дата охранного документа: 25.06.2020
12.04.2023
№223.018.43a5

Тарельчатый клапан

Изобретение относится к области машиностроения, в частности к клапанным устройствам, особенно для насосов для перекачивания высоковязких жидкостей с содержанием механических примесей и газа, в т.ч. к буровым, нефтепромысловым и скважинным штанговым насосам, и может быть использовано в...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002793498
Дата охранного документа: 04.04.2023
Showing 71-80 of 132 items.
26.08.2017
№217.015.e4c9

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

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности реализации способа, равномерная и полная выработка запасов высоковязкой нефти или битума из залежи, увеличение охвата залежи тепловым воздействием с одновременным снижением...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002626482
Дата охранного документа: 28.07.2017
26.08.2017
№217.015.e4d9

Способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения. Способ включает бурение вертикальных нагнетательных скважин и добывающей скважины с горизонтальным стволом, выделение продуктивных пластов с различной...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002626492
Дата охранного документа: 28.07.2017
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
19.01.2018
№218.016.0597

Способ освоения скважины после проведения гидроразрыва пласта

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для освоения скважин после проведения гидроразрыва пласта. Способ освоения скважины включает спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважину, обвязку азотного компрессора нагнетательной линией с...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002630930
Дата охранного документа: 14.09.2017
20.01.2018
№218.016.1103

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

Изобретение относится к разработке залежей высоковязкой нефти или битума, содержащих непроницаемые пропластки трещинами гидроразрыва пласта. Способ включает бурение вертикальной нагнетательной и горизонтальной добывающей скважин в залежи, представленной верхней и нижней частями продуктивного...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002633887
Дата охранного документа: 19.10.2017
13.02.2018
№218.016.271a

Способ гидравлического разрыва пласта в скважине

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для гидроразрыва пласта. В способе гидравлического разрыва пласта ГРП в скважине, включающем перфорацию стенок обсадной колонны скважины в интервале пласта каналами, спуск колонны труб с пакером, посадку пакера над кровлей...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002644361
Дата охранного документа: 09.02.2018
13.02.2018
№218.016.2728

Способ разработки неоднородного нефтяного пласта

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородного нефтяного пласта микробиологическим воздействием. Технический результат - увеличение охвата пласта за счет блокирования высокопроницаемых зон пласта и вовлечения в разработку...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002644365
Дата охранного документа: 09.02.2018
13.02.2018
№218.016.272f

Состав для ограничения водопритока в добывающей скважине

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к составам для ограничения водопритока в добывающей скважине, и может найти применение для выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины. Состав для ограничения водопритока в добывающей скважине включает инвертную...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002644363
Дата охранного документа: 09.02.2018
04.04.2018
№218.016.3117

Способ гидравлического разрыва пласта

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам гидравлического разрыва пласта в добывающей скважине при наличии попутной и/или подошвенной воды. В способе гидравлического разрыва пласта - ГРП, включающем спуск колонны труб с пакером в скважину,...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002644807
Дата охранного документа: 14.02.2018
+ добавить свой РИД