×
10.04.2014
216.012.b17c

СПОСОБ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ЗАПАСОВ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТИ

Вид РИД

Изобретение

Юридическая информация Свернуть Развернуть
Краткое описание РИД Свернуть Развернуть
Аннотация: Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли промышленности и может быть использовано на завершающей стадии разработки нефтяных месторождений с применением внутриконтурного заводнения. Обеспечивает повышение эффективности добычи остаточных запасов нефти. Сущность изобретения: способ включает внутриконтурное заводнение нефтяной залежи с использованием нагнетательных и добывающих скважин. Среди добывающих скважин выбирают наиболее продуктивную скважину. В этой скважине контролируют коэффициент нефтедобычи и весовую обводненность. При достижении предельного значения весовой обводненности и с прекращением добычи нефти в упомянутую добывающую скважину закачивают углеводородный газ в заданном объеме. Вытесняют углеводородным газом воду из кольцевого пространства наиболее продуктивной скважины и из зоны дренирования нефтяных пластов, которой вместе с водой, закачиваемой в соседние нагнетательные скважины, воздействуют на соседние добывающие скважины. При этом наиболее продуктивную добывающую скважину после закачки в нее углеводородного газа переводят на добычу нефтегазовой смеси. При достижении предельной обводненности по другим добывающим скважинам в них тоже осуществляют закачку углеводородного газа.
Основные результаты: Способ извлечения остаточной нефти из нефтяной залежи с послойной и зональной неоднородностью пластов, включающий внутриконтурное заводнение нефтяной залежи с использованием нагнетательных и добывающих скважин, среди которых выбирают наиболее продуктивную скважину, в ней контролируют коэффициент нефтедобычи и весовую обводненность и при достижении предельного значения весовой обводненности с прекращением добычи нефти в упомянутую добывающую скважину закачивают углеводородный газ в заданном объеме, вытесняют углеводородным газом воду из кольцевого пространства наиболее продуктивной скважины и из зоны дренирования нефтяных пластов, которой вместе с водой, закачиваемой в соседние нагнетательные скважины, воздействуют на соседние добывающие скважины, при этом наиболее продуктивную добывающую скважину после закачки в нее углеводородного газа переводят на добычу нефтегазовой смеси, а при достижении предельной обводненности по другим добывающим скважинам в них тоже осуществляют закачку углеводородного газа.
Реферат Свернуть Развернуть

Предлагаемый способ относится к нефтедобывающей отрасли промышленности и может быть использован на завершающей стадии разработки нефтяных месторождений путем внутриконтурного заводнения.

В СССР разработка нефтяных месторождений путем искусственного заводнения начиналась по аналогии с естественным заводнением, т.е. путем законтурного заводнения: за внешним контуром нефтеносности располагали нагнетательные скважины, через которые в нефтяные пласты закачивали воду, вытесняющую нефть в добывающие скважины (В.Д.Лысенко, В.И.Грайфер. Рациональная разработка нефтяных месторождений. - М.:Недра, 2005, 285 с.) Нагнетательные скважины располагали после внешнего контура нефтеносности, а добывающие скважины располагали до внутреннего контура нефтеносности в пределах чисто нефтяной площади. Это было вполне нормально при достаточном наклоне нефтяных пластов, когда расстояние между внешним и внутренним контурами нефтеносности и, соответственно, между законтурным рядом нагнетательных скважин и внутриконтурными рядами добывающих скважин было не слишком большим. Хорошо, если увеличенное расстояние между рядами нагнетательных и добывающих скважин было компенсировано достаточно высокой гидропроводностью нефтяных пластов, как это имело место на Туймазинском месторождении по девонским нефтяным пластам.

После открытия огромного по своим запасам нефти и еще более огромного по своей площади распространения Ромашкинского месторождения стало понятно, что технология законтурного заводнения для этого месторождения является неудовлетворительной, даже очень плохой. То, что было нормально и хорошо для Туймазинского месторождения, показалось неудовлетворительно и плохо для Ромашкинского месторождения, потому что у него очень пологие, почти горизонтальные нефтяные пласты и существенное значение приобретают локальные поднятия, на его периферии происходит постепенный переход от сплошного нефтяного поля к нефтяному полю с локальными зонами воды, к чередованию зон нефти и воды к водяному полю с локальными зонами нефти и далее к сплошному водяному полю, т.е. внешний контур нефтеносности не представляется одной сплошной линией, а возникает несколько замкнутых линий, пропадает обычная простота рисунка контура нефтеносности. К тому же эффективная нефтяная толщина и гидропроводность нефтяных пластов у Ромашкинского нефтяного месторождения существенно ниже, чем у Туймазинского, и тем более значительно ниже на периферии. Поэтому разрабатывать Ромашкинское месторождение путем законтурного заводнения, как успешно разрабатывали Туймазинское месторождение, было совершенно недопустимо, так как было во много раз менее эффективно. Поэтому было принято единственно возможное рациональное решение о внутриконтурном заводнении (В.Д.Лысенко, В.И.Грайфер. Рациональная разработка нефтяных месторождений. - М.: Недра, 2005, 286 с).

Способ внутриконтурного заводнения принят нами за прототип.

Разведанные геологические запасы нефти разделяются на две части: извлекаемые и остаточные неизвлекаемые. При применении известного способа закачиваемая в пласт вода часть разведанных геологических запасов нефти вытесняет, а другую часть геологических запасов, которые называют остаточными - захороняет.

Главный недостаток широко применяемого способа разработки нефтяных месторождений путем заводнения состоит в том, что неизвлекаемая часть геологических запасов нефти обычно бывает значительно больше извлекаемой части геологических запасов нефти. Доля извлекаемых запасов нефти находится в пределах от 20% до 50%, а доля неизвлекаемых запасов нефти - соответственно в пределах от 50% до 80%.

Извлекаемые запасы нефти равны произведению балансовых геологических запасов нефти и коэффициента нефтеотдачи.

Qо=Qб.Kно

Коэффициент нефтеотдачи обычно представляется в виде произведения трех коэффициентов:

Kно=Kв.Kс.Kз

Первый из коэффициентов Кв - коэффициент вытеснения, который определяют в лабораторных условиях на небольших образцах породы нефтяных пластов (на кернах) при достаточно большой прокачке вытесняющего агента, например вытесняющей воды. Этот коэффициент учитывает различие физических свойств нефти и вытесняющей воды. Нефть и вода взаимно нерастворимы. На их контакте возникают поверхностные силы, которые с учетом пористости породы нефтяных пластов и с учетом малых размеров пор и неоднородности поровых каналов превращаются в капиллярные давления и градиенты капиллярного давления. Последние называют «маленькими гигантами», потому что они во много раз больше градиентов гидродинамического давления, под воздействием которого происходит фильтрация нефти и воды в пласте от забоев нагнетательных скважин к забоям добывающих скважин.

Второй из коэффициентов Кс - коэффициент сетки скважин, который учитывает влияние плотности проектной сетки скважин: чем больше плотность сетки скважин, тем больше нефтеотдача. Этот коэффициент учитывает размеры проектной сетки скважин (расстояние между скважинами согласно проекту), зональную неоднородность по проницаемости и прерывистости нефтяных пластов и шаг хаотической изменяемости - размер зоны, которыми моделируется зональная неоднородность нефтяных пластов. Шаг хаотической изменяемости сравнивается с расстоянием между скважинами, и чем больше их отношение, тем больше коэффициент сетки и, соответственно, больше коэффициент нефтеотдачи.

Шаг хаотической изменяемости определяется по пробуренной сетке скважин геофизически и гидродинамически исследованных скважин.

Первые два коэффициента из балансовых геологических запасов нефти определяют подвижные запасы нефти

Qп=Qб-Kв-Kс

Третий коэффициент Кз - коэффициент заводнения. Он так называется, потому что на разрабатываемых нефтяных месторождениях основным методом воздействия на нефтяные пласты является метод заводнения. Но кроме закачки вытесняющей воды на разрабатываемых месторождениях производится закачка и других вытесняющих агентов, например различных газов, различных водных полимерных растворов и других. Тогда этот коэффициент можно называть коэффициентом использования подвижных запасов нефти. Кз - коэффициент заводнения зависит от расчетной послойной неоднородности нефтяных пластов по проницаемости, которая количественно характеризуется квадратом коэффициента вариации V2, и от коэффициента д0 - различия физических свойств нефти и вытесняющего агента в пластовых условиях, прежде всего различия подвижностей и плотностей.

В расчетах разработки нефтяных залежей с различными значениями коэффициента µо приходится переходить от весовой доли вытесняющего агента в дебите жидкости скважины А2 к расчетной доле вытесняющего агента скважины А

При расчетной послойной неоднородности нефтяных пластов по проницаемости, количественно характеризуемой квадратом коэффициента вариации V2=1, коэффициент заводнения определяется по следующей формуле:

К3зн+(Кзкзн)·А=0,185+0,648·А,

где А - расчетная доля вытесняющего агента в дебите жидкости добывающей скважины.

Величины V2 и µо можно определять по формулам с учетом физических закономерностей, но лучше определять по фактической закономерности обводнения добывающих скважин - по изменению их коэффициентов продуктивности по нефти ηн и по воде ηв в зависимости от накопленного отбора нефти.

Коэффициент вытеснения по многим длительное время разрабатываемым нефтяным месторождениям находится на уровне 0,6-0,8. Но по новым менее продуктивным нефтяным месторождениям он оказался на уровне 0,4-0,5, т.е. меньше в 1,5-1,6 раз. А если по этим месторождениям коэффициент вытеснения каким-то образом увеличить в 1,5 раза, то соответственно увеличится коэффициент нефтеотдачи. Если начальные извлекаемые запасы нефти в Российской Федерации по оценке английских специалистов равны 10 миллиардам тонн, то при увеличении коэффициента вытеснения в 1,5 раза начальные извлекаемые запасы нефти станут 15 миллиардов тонн.

Сниженные и низкие коэффициенты вытеснения нефти у вытесняющей воды составили от от 0,6-0,8 до 0,4-0,5. Это является результатом того, что нефть и вытесняющая вода значительно различаются по своим физическим свойствам, так как нефть и вода взаимно нерастворимы и в пористой породе нефтяных пластов на контакте нефти и вытесняющей воды возникают поверхностные силы. С учетом высокой неоднородности поровых каналов эти поверхностные силы создают капиллярное давление, градиенты капиллярного давления, которые несравненно велики по сравнению с градиентами гидродинамического давления и они замыкают и захороняют остаточную нефть.

Возникающие капиллярные давления и их градиенты часть геологических запасов нефти, причем существенную и даже значительную часть геологических запасов нефти, захороняют, и захороненную часть геологических запасов нефти нельзя уменьшить путем изменения и увеличения градиентов гидродинамического давления. Сделать это можно только с помощью уравновешивания одних капиллярных давлений другими капиллярными давлениями.

Задачей предложенного способа является добыча остаточных запасов нефти.

Для решения указанной задачи в предлагаемом способе извлечения остаточной нефти из добывающей скважины, оборудованной насосно-компрессорными трубами, включающем внутриконтурное заводнение, согласно изобретению по наиболее продуктивной скважине контролируют коэффициент нефтедобычи и весовую обводненность и при достижении их предельных значений с прекращением отбора жидкости в упомянутую скважину закачивают углеводородный газ, вытесняя жидкость из кольцевого пространства скважины и из зоны дренирования скважины нефтяных пластов, причем объем закачиваемого углеводородного газа определяют по формуле

Vr=Qд×Рпл

где Qд - объем добытой нефти,

Рпл - пластовое давление,

после чего переводят добывающую скважину на добычу нефтегазовой смеси.

В результате применения предложенного способа закачанный углеводородный газ снимает блокаду ранее закачанной вытесняющей воды и освобождает остаточную нефть, смешиваясь с остаточной нефтью. При этом резко уменьшается доля вытесняющей воды и за счет освобожденной нефти увеличивается доля нефти, а вытесненная из зоны дренирования скважины ранее закачанная вода вместе с водой, закачиваемой в нагнетательные скважины, будет эффективно воздействовать на соседние добывающие скважины.

Пример практического осуществления способа извлечения остаточных запасов нефти.

На месторождении с геологическими запасами нефти 200 миллионов тонн, как и на большинстве нефтяных месторождений нашей страны, была запроектирована и осуществлена разработка путем внутриконтурного площадного заводнения по обращенной 9-точечной схеме. При этой схеме заводнения на одну нагнетательную приходятся три добывающие скважины (m=3). Каждая добывающая скважина гидродинамически связана с двумя или четырьмя добывающими скважинами, а каждая нагнетательная скважина гидродинамически связана с восемью добывающими скважинами. Через нагнетательные скважины в нефтяные пласты под высоким давлением закачивается вода, которая вытесняет нефть в добывающие скважины.

Разрабатываемые нефтяные пласты характеризуются параметрами: эффективной толщиной и проницаемостью. Еще пласты обычно характеризуются многоcлойностью: состоят из нескольких проницаемых слоев, разделенных непроницаемыми прослоями. Нефтяным пластам присуща очень высокая природная неоднородность по проницаемости и по эффективной толщине. Эта природная неоднородность создана в продолжительные геологические времена, стабильна и неизменна во времени, но изменяется по площади распространения пластов.

Неоднородность нефтяных пластов по эффективной толщине и проницаемости бывает зональной, например по зонам дренирования скважин. А в скважинах по зонам дренирования скважин наблюдается послойная неоднородность по проницаемости. В соответствии с зональной и послойной неоднородностью по проницаемости происходит вытеснение нефти закачиваемой водой. По рассматриваемой наиболее продуктивной скважине в первую очередь произошло вытеснение извлекаемой нефти и достижение предельной экономически обоснованной обводненности, например, равной 95%. Это весовая обводненность. При коэффициенте различия физических свойств нефти и вытесняемой воды в пластовых условиях, равном µo=10, получается предельная расчетная доля вытеснения агента

При расчетной послойной неоднородности нефтяных пластов по проницаемости, характеризуемой величиной квадрата коэффициента V2=1,0, коэффициент заводнения определяется по следующей формуле:

Кз=0,185+0,648·А=0,183+0,648·0,666=0,614.

При коэффициенте вытеснения нефти водой Кв=0,5 и коэффициенте сетки Кс=0,9 коэффициент нефтеотдачи получается равным

Кнов·Кс·Кз=0,5·0,9·0,614=0,276.

При достижении такой предельной весовой обводненности А2=0,95 и такой нефтеотдачи нефтяных пластов Кно=0,276 рассматриваемая добывающая скважина выключается из работы - перестает отбирать жидкость. В дальнейшем в свою очередь также будет и по другим скважинам и в целом и по всем добывающим скважинам и в целом по месторождению.

После прекращения отбора жидкости в рассматриваемую добывающую скважину закачивают углеводородный газ, который идет по кольцевому пространству между насосно-компрессорными трубами и эксплуатационной колонной, вытесняя жидкость из этого кольцевого пространства, а затем из зоны дренирования скважины.

При этом была отобрана нефть в объеме

где nо=500 скв., no - общее число добывающих скважин, γн=0,8 т/м3 - плотность нефти в пластовых условиях. Накопленная добыча нефти на одну рассматриваемую добывающую скважину составит Qд=0,138 млн.м3/скв.=0,110 млн.т./скв..

Общая накопленная добыча нефти по варианту заводнения в целом по месторождению будет равна Qд=Qд1·ηo=0,138·500=69 млн.м3=55,2 млн.т.

При пластовом давлении Pпл=100 ат после прекращения отбора жидкости из одной рассматриваемой добывающей скважины в нее будет закачано углеводородного газа Qг=Qд1·Pпл=0,138·100=1,38 млн.м3/скв.

В целом по месторождению за время разработки всего будет закачано газа Qг=Qд1·nо=1,38·500=690 млн.м3

Принимая эффективность рассматриваемого процесса равной 0,9, коэффициент нефтеотдачи будет Кно=0,9·Кв·Кс·Кз=0,9·1·0,9·0,614=0,497.

При этом накопленная добыча нефти будет Qд=Qб·Kно=200·0,497=99,5 млн.т.

При этом прирост добычи нефти по сравнению с обычным заводнением составит: 99,5-69=30,5 млн.т и происходит увеличение коэффициента нефтеотдачи в 99,5:69=1,44 раза.

После завершения закачки газа в рассматриваемую добывающую скважину ее переводят на добычу нефтегазовой смеси.

При достижении высокой обводненности по другим добывающим скважинам по ним тоже организуется закачка углеводородного газа.

При увеличении числа добывающих скважин с закачкой углеводородного газа в необходимых объемах уменьшается закачка воды в нагнетательные скважины.

Таким образом, предложенный способ разработки на завершающей стадии разработки нефтяных месторождений с использованием внутриконтурного заводнения позволяет устранить значительный недостаток применяемых способов разработки с использованием заводнения и позволяет резко уменьшить неизвлекаемую часть геологических запасов нефти, т.е. резко уменьшить неизвлекаемые остаточные запасы нефти.

Способ извлечения остаточной нефти из нефтяной залежи с послойной и зональной неоднородностью пластов, включающий внутриконтурное заводнение нефтяной залежи с использованием нагнетательных и добывающих скважин, среди которых выбирают наиболее продуктивную скважину, в ней контролируют коэффициент нефтедобычи и весовую обводненность и при достижении предельного значения весовой обводненности с прекращением добычи нефти в упомянутую добывающую скважину закачивают углеводородный газ в заданном объеме, вытесняют углеводородным газом воду из кольцевого пространства наиболее продуктивной скважины и из зоны дренирования нефтяных пластов, которой вместе с водой, закачиваемой в соседние нагнетательные скважины, воздействуют на соседние добывающие скважины, при этом наиболее продуктивную добывающую скважину после закачки в нее углеводородного газа переводят на добычу нефтегазовой смеси, а при достижении предельной обводненности по другим добывающим скважинам в них тоже осуществляют закачку углеводородного газа.
Источник поступления информации: Роспатент

Показаны записи 1-10 из 23.
10.01.2013
№216.012.194b

Способ газлифтной эксплуатации скважин

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке месторождений с применением газлифтных способов эксплуатации скважин. Задачей изобретения является уменьшение расхода газа на добычу единицы скважинной продукции. Способ газлифтной эксплуатации...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002471967
Дата охранного документа: 10.01.2013
10.06.2013
№216.012.48ea

Способ определения дебитов и плотности пластового флюида нефтяных пластов и слоев пониженной, низкой и ультранизкой продуктивности

Изобретение относится к буровой технике, а именно к способам определения дебитов и плотности пластового флюида нефтяных пластов и слоев пониженной, низкой и ультранизкой продуктивности, объединенных в общий эксплуатационный объект скважины. Техническим результатом является повышение точности...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002484246
Дата охранного документа: 10.06.2013
10.04.2014
№216.012.b132

Способ экспресс-оценки мощности притока жидкости в резервуар

Изобретение относится к области техники, связанной с количественными оценками расхода жидкости произвольной плотности. Способ экспресс-оценки мощности притока жидкости в резервуар включает непрерывное прямое измерение давления в одной точке ниже уровня находящейся в резервуаре жидкости,...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002511077
Дата охранного документа: 10.04.2014
20.07.2014
№216.012.dd7c

Способ определения дисперсности водогазовой смеси

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения параметров мелкодисперсной водогазовой смеси перед закачкой в пласт. Техническим результатом является обеспечение проведения измерения дисперсности водогазовой смеси как для прозрачной, так и для...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002522486
Дата охранного документа: 20.07.2014
10.10.2014
№216.012.fa81

Состав многофункционального реагента для физико-химических медотов увеличения нефтеотдачи (мун)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к составам для разработки обводненной нефтяной залежи в неоднородном терригенном коллекторе заводнением. Термотропный гелеобразующий состав для изоляции водопритока к скважинам и повышения нефтеотдачи содержит соли...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002529975
Дата охранного документа: 10.10.2014
20.02.2015
№216.013.296a

Способ увеличения нефтеотдачи пластов путем нагнетания водогазовой смеси

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к разработке месторождений посредством закачки воды и газа в нагнетательные скважины и извлечения нефти через добывающие. Технический результат - упрощение технологии при одновременном снижении затрат на ее осуществление...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002542059
Дата охранного документа: 20.02.2015
27.02.2015
№216.013.2dec

Кислотный состав для обработки скважин в карбонатных и терригенных коллекторах и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с его применением

Изобретения относятся к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - создание состава для кислотной обработки, обладающего низкой скоростью коррозии при пластовых температурах, значительное увеличение эффективности кислотной обработки. Кислотный состав для кислотной обработки...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002543224
Дата охранного документа: 27.02.2015
10.08.2015
№216.013.6c1b

Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков в скважину

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к гелеобразующим составам для изоляции водопритоков в нефтяные и газодобывающие скважины, а также может быть использовано для регулирования профилей приемистости в нагнетательных скважинах. Состав включает компоненты...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002559233
Дата охранного документа: 10.08.2015
25.08.2017
№217.015.c4ca

Способ разработки нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к способам разработки нефтяной залежи с нагнетанием газа путем перепуска его из других объектов данного пласта или соседних месторождений углеводородов. Технический результат - повышение отбора нефти из нефтяной залежи. По...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002618246
Дата охранного документа: 03.05.2017
11.03.2019
№219.016.d801

Способ разработки мелких малопродуктивных нефтяных месторождений

Предлагаемый способ относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использован при разработке малопродуктивных месторождений. Обеспечивает повышение эффективности разработки малопродуктивных месторождений. Сущность изобретения: способ разработки мелких малопродуктивных нефтяных...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002342521
Дата охранного документа: 27.12.2008
Показаны записи 1-10 из 20.
10.01.2013
№216.012.194b

Способ газлифтной эксплуатации скважин

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке месторождений с применением газлифтных способов эксплуатации скважин. Задачей изобретения является уменьшение расхода газа на добычу единицы скважинной продукции. Способ газлифтной эксплуатации...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002471967
Дата охранного документа: 10.01.2013
10.06.2013
№216.012.48ea

Способ определения дебитов и плотности пластового флюида нефтяных пластов и слоев пониженной, низкой и ультранизкой продуктивности

Изобретение относится к буровой технике, а именно к способам определения дебитов и плотности пластового флюида нефтяных пластов и слоев пониженной, низкой и ультранизкой продуктивности, объединенных в общий эксплуатационный объект скважины. Техническим результатом является повышение точности...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002484246
Дата охранного документа: 10.06.2013
10.04.2014
№216.012.b132

Способ экспресс-оценки мощности притока жидкости в резервуар

Изобретение относится к области техники, связанной с количественными оценками расхода жидкости произвольной плотности. Способ экспресс-оценки мощности притока жидкости в резервуар включает непрерывное прямое измерение давления в одной точке ниже уровня находящейся в резервуаре жидкости,...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002511077
Дата охранного документа: 10.04.2014
20.07.2014
№216.012.dd7c

Способ определения дисперсности водогазовой смеси

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения параметров мелкодисперсной водогазовой смеси перед закачкой в пласт. Техническим результатом является обеспечение проведения измерения дисперсности водогазовой смеси как для прозрачной, так и для...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002522486
Дата охранного документа: 20.07.2014
10.10.2014
№216.012.fa81

Состав многофункционального реагента для физико-химических медотов увеличения нефтеотдачи (мун)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к составам для разработки обводненной нефтяной залежи в неоднородном терригенном коллекторе заводнением. Термотропный гелеобразующий состав для изоляции водопритока к скважинам и повышения нефтеотдачи содержит соли...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002529975
Дата охранного документа: 10.10.2014
20.02.2015
№216.013.296a

Способ увеличения нефтеотдачи пластов путем нагнетания водогазовой смеси

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к разработке месторождений посредством закачки воды и газа в нагнетательные скважины и извлечения нефти через добывающие. Технический результат - упрощение технологии при одновременном снижении затрат на ее осуществление...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002542059
Дата охранного документа: 20.02.2015
27.02.2015
№216.013.2dec

Кислотный состав для обработки скважин в карбонатных и терригенных коллекторах и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с его применением

Изобретения относятся к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - создание состава для кислотной обработки, обладающего низкой скоростью коррозии при пластовых температурах, значительное увеличение эффективности кислотной обработки. Кислотный состав для кислотной обработки...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002543224
Дата охранного документа: 27.02.2015
10.08.2015
№216.013.6c1b

Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков в скважину

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к гелеобразующим составам для изоляции водопритоков в нефтяные и газодобывающие скважины, а также может быть использовано для регулирования профилей приемистости в нагнетательных скважинах. Состав включает компоненты...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002559233
Дата охранного документа: 10.08.2015
25.08.2017
№217.015.c4ca

Способ разработки нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к способам разработки нефтяной залежи с нагнетанием газа путем перепуска его из других объектов данного пласта или соседних месторождений углеводородов. Технический результат - повышение отбора нефти из нефтяной залежи. По...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002618246
Дата охранного документа: 03.05.2017
10.07.2018
№218.016.6ef4

Способ разработки нефтяных низкопроницаемых залежей, основанный на применении горизонтальных скважин с продольными трещинами гидроразрыва пласта

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки чисто нефтяных залежей с низкой проницаемостью нефтяной породы. Способ включает бурение горизонтальных добывающих скважин по рядной схеме размещения и заканчивание их с применением многостадийного...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002660683
Дата охранного документа: 09.07.2018
+ добавить свой РИД