×
20.08.2015
216.013.6f33

Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКА В СКВАЖИНЕ

Вид РИД

Изобретение

Аннотация: Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в обводненных коллекторах и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин с использованием водорастворимых полимеров. Способ ограничения водопритока в скважине включает закачку в пласт водорастворимого полимера и солей. Предварительно готовят гелеобразующий состав путем поочередного растворения компонентов в 100 мас.ч. пресной воды с температурой 18-25°C в следующем порядке: 0,01-2,0 мас.ч. калия хлористого, 0,1-0,6 мас.ч. натрия тиосульфата, 0,4-0,6 мас.ч. водорастворимого полимера акриламида с молекулярной массой 5,9·10 и степенью анионности 1,9, 0,1-0,12 мас.ч. натрия бихромата. Закачивают гелеобразующий состав в обводненный пласт в 2-5 циклов объемом 5-20 м каждый и с расходом 100-200 л/мин. Причем пресную воду каждого цикла доводят до pH=3,4-5,6, добавляя 5-15 л кислоты соляной ингибированной. Далее гелеобразующий состав закачивают в скважину с учетом сшивки первого цикла, не ранее окончания закачки гелеобразующего состава последнего цикла. Техническими результатом является повышение эффективности ограничения водопритока в обводненных коллекторах и увеличение продолжительности эффекта от ремонтных работ. 3 пр., 1 табл. .
Основные результаты: Способ ограничения водопритока в скважине, включающий закачку в пласт водорастворимого полимера и солей, отличающийся тем, что предварительно готовят гелеобразующий состав путем поочередного растворения компонентов в пресной воде с температурой 18-25°C в следующем порядке: калий хлористый, натрия тиосульфат, водорастворимый полимер акриламида с молекулярной массой 5,9·10 и степенью анионности 1,9, натрия бихромат и закачивают его в обводненный пласт в 2-5 циклов объемом 5-20 м каждый и с расходом 100-200 л/мин при следующем соотношении компонентов, мас.ч.: причем пресную воду каждого цикла доводят до pH=3,4-5,6, добавляя 5-15 л кислоты соляной ингибированной, далее гелеобразующий состав закачивают в скважину с учетом сшивки первого цикла, не ранее окончания закачки гелеобразующего состава последнего цикла.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в обводненных коллекторах и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин с использованием водорастворимых полимеров.

Известен способ изоляции зон поглощения при бурении скважин (заявка RU №2001129405, МПК Е21В 33/138, опубл. 20.08.2003, бюл. №23). В способе используют состав, который содержит мелкодисперсный водонабухающий полимер (диаметр частиц меньше 0,1 мм) «Аквамомент», который при контакте с водой быстро набухает, а также водорастворимый полимер, сшиватель и наполнитель при следующем соотношении компонентов, мас. %:

водонабухающий полимер «Аквамомент» 1-5
наполнитель 0-5
водорастворимый полимер 0,1-4
сшиватель 0,001-0,5
вода пресная остальное

Предварительно водонабухающий полимер затворяют в инертных растворителях, в качестве которых используют безводные углеводородные продукты: дизельное топливо, бензин, керосин, многоатомные спирты (глицерин, полигликоли), которые могут быть использованы в качестве жидкости-носителя и буфера разделения от воды при закачке в зону поглощения.

Основным недостатком указанного способа является то, что при контакте с водой водонабухающий полимер быстро набухает, а водорастворимый полимер растворяется, и при этом образуется вязкая полимерная масса, которая не может проникать глубоко в трещины и поры, а остается в зоне контакта с водой.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому предложению является способ разработки неоднородного пласта (патент RU №2167281, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.05.2001, бюл. №14). Способ включает закачку в пласт водорастворимого полимера, соли поливалентного катиона и дисперсии гель-частиц, набухающих в 100-5000 раз. В качестве водорастворимого полимера используют полиакриламиды, полисахариды, полиметакриламиды и производные целлюлозы с концентрацией 0,1-1,0 мас. %. в качестве солей поливалентных катионов - ацетаты, нитрилотриацетаты, тартраты, цитраты, хромат и бихромат аммония, хроматы и бихроматы щелочных металлов, хромовые и алюмокалиевые квасцы с концентрацией в растворе 0,001-0,5 мас. %.

Основным недостатком указанного способа является низкая механическая прочность геля, из которого формируется гидроизоляционный экран. Это происходит вследствие высокой степени набухания дисперсной фазы - гель-частиц (до 5000 раз), поэтому через 4-5 месяцев происходит синерезис, что приводит к сокращению технологического эффекта от применения способа и потребуется повторный ремонт.

Техническими задачами предложения являются повышение эффективности ограничения водопритока в обводненных коллекторах и увеличение продолжительности эффекта от ремонтных работ.

Технические задачи решаются способом ограничения водопритока в скважине, включающим закачку в пласт водорастворимого полимера и солей.

Новым является то, что предварительно готовят гелеобразующий состав путем поочередного растворения компонентов в пресной воде с температурой 18-25°C в следующем порядке: калий хлористый, натрия тиосульфат, водорастворимый полимер акриламида с молекулярной массой 5.9·106 и степенью анионности 1,9, натрия бихромат и закачивают его в обводненный пласт в 2-5 циклов объемом 5-20 м3 каждый и с расходом 100-200 л/мин при следующем соотношении компонентов, мас. ч.:

водорастворимый полимер акриламида с молекулярной массой 5,9·106 и степенью анионности 1,9 0,4-0,6
калий хлористый 0,01-2,0
натрия тиосульфат 0,1-0,6
натрия бихромат 0,1-0,12
вода пресная 100,

причем пресную воду каждого цикла доводят до рН=3,4-5,6, добавляя 5-15 л кислоты соляной ингибированной, далее гелеобразующий состав закачивают в скважину с учетом сшивки первого цикла, не ранее окончания закачки гелеобразующего состава последнего цикла.

Реагенты, применяемые в предложении:

- водорастворимый полимер акриламида с молекулярной массой 5,9·106 и степенью анионности 1,9 (далее водорастворимый полимер);

- калий хлористый по ГОСТ 4568-95;

- натрия тиосульфат по ГОСТ 244-76;

- натрия бихромат по ГОСТ 2651-78;

- кислота соляная ингибированная по ТУ 2458-264-05765670-99;

- пресная вода плотностью 1000 кг/м3.

Водорастворимый полимер - порошок белого цвета, который хорошо растворяется в воде с образованием вязкого раствора, получен сополимеризацией акриламида и акрилата щелочного металла без сшивки. Он предназначен для использования в технологических операциях по повышению нефтеотдачи пласта и выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин.

Сущность предложения заключается в ограничении водопритока в скважине в процессе ремонтно-изоляционных работ путем формирования в зоне водопритока водоизоляционного экрана из гелеобразующего состава. Для приготовления гелеобразующего состава необходима пресная вода с температурой 18-25°C (в зимнее время года завозится горячая вода) и pH в пределах 3,4-5,6, что достигается добавлением в нее кислоты соляной ингибированной. При pH<3,4 гелеобразование ускоряется, а время гелеобразования сокращается, при pH>5,6 гелеобразование замедляется, а время гелеобразования увеличивается, поэтому диапазон pH от 3,4 до 5,6 выбран как оптимальный для сшивки состава от 4 до 20 ч. Температура пресной воды 18-25°C обеспечивает полное растворение компонентов состава. Далее в воду с pH от 3,4 до 5,6 поочередно добавляются компоненты состава, причем каждый последующий добавляется только после растворения предыдущего в следующей последовательности: калий хлористый, натрия тиосульфат, водорастворимый полимер. Натрия бихромат добавляется в последнюю очередь, после чего все перемешивают. Полученный состав необходимо закачать в скважину в 2-5 циклов с расходом 100-200 л/мин. Из опыта промысловых работ установлено, что общий объем гелеобразующего состава зависит от мощности и приемистости обводненных интервалов пласта и находится в пределах от 10 до 80 м3, а объем каждого цикла - от 5 до 20 м3 со сроком сшивки гелеобразующего состава от 3 до 20 ч. Срок сшивки каждого последующего цикла короче предыдущего на 3-8 ч, при этом закачку ведут с учетом начала сшивки гелеобразующего состава первого цикла - не ранее окончания закачки гелеобразующего состава последнего цикла в скважину. Срок сшивки первого цикла самый длинный, а последнего - самый короткий. pH в пределах 3,4-5,6 достигается добавлением в пресную воду кислоты соляной ингибированной в объеме от 5 до 15 л на один цикл гелеобразующего состава. Изменяя соотношение компонентов состава, получают необходимое время сшивки гелеобразующего состава - от 4 до 20 ч.

После сшивки гелеобразующего состава в пластовых условиях образуется прочная сшитая полимерная система, которая не растворяется и не разрушается в пластовых условиях под воздействием пластовых вод и температуры, что позволит увеличить продолжительность эффекта от ремонтных работ.

В лабораторных условиях гелеобразующий состав готовят следующим образом. В химический стакан объемом 300 мл приливают 200 мл пресной воды (100 мас. ч.). Для приготовления гелеобразующего состава используют пресную воду с рН=7,5 и плотностью 1000 кг/м3. pH воды снижают до рН=5,31, добавляя 0,1 мл 24%-ной ингибированной соляной кислоты.

Далее при непрерывном перемешивании содержимого стакана на лопастной мешалке в воду добавляют 4 г калия хлористого (2 мас. ч.) и продолжают перемешивание до полного его растворения (около 3 мин). При дальнейшем непрерывном перемешивании в содержимое стакана добавляют 1,2 г натрия тиосульфата (0,6 мас. ч.) и продолжают перемешивание до его полного растворения (около 5 мин). Далее при непрерывном перемешивании содержимого стакана в раствор, не допуская образования комков, медленно всыпают 1,2 г водорастворимого полимера (0,6 мас. ч.) и перемешивают смесь до полного растворения водорастворимого полимера (около 20 мин) со скоростью 500 об/мин. Непосредственно перед началом испытаний к приготовленному раствору водорастворимого полимера при перемешивании добавляют 0,24 г натрия бихромата (0,12 мас. ч.) и продолжают непрерывное перемешивание до полного растворения натрия бихромата (около 3 мин). В данном случае начало сшивки происходит через 3 ч и конец - через 4 ч (опыт №1, таблица). Остальные опыты производят аналогично. Результаты лабораторных испытаний представлены в таблице. Изменением соотношения компонентов время сшивки гелеобразующего состава можно регулировать в пределах 4-20 ч.

Опыты №№2 и 10 исключены из заявляемого диапазона, так как по времени сшивки гелеобразующего состава не обеспечивают оптимальное время закачки в скважину - 3-20 ч. На основании результатов испытаний были выбраны составы, которые вошли в заявляемый диапазон соотношения компонентов, мас. ч.:

водорастворимый полимер акриламида с молекулярной массой 5,9·106 и степенью анионности 1,9 0,4-0,6
калий хлористый 0,01-2,0
натрия тиосульфат 0,1-0,6
натрия бихромат 0,1-0,12
вода пресная 100

Осуществление предлагаемого способа представлено в 3-х примерах.

Пример 1. Проводили водоограничение в скважине с текущим забоем 1837 м и интервалом перфорации 1727,3-1732,0 м. Спустили насосно-компрессорные трубы (НКТ) на глубину 1700 м. 10 м3 гелеобразующего состава приготовили и закачали в обводненный пласт в 2 цикла с расходом 100 л/мин.

1-й цикл объемом 5 м3 - в предварительно промытую смесительно-осреднительную установку типа УОП-20 набрали 5 м3 пресной воды с температурой 22°C. Довели pH воды до 3,40 добавлением в воду 5,1 л кислоты соляной ингибированной и последующим перемешиванием. При постоянном перемешивании в смесительно-осреднительной установке в воде последовательно растворили 30 кг хлористого калия (0,6 мас. ч.), далее добавили и растворили 10 кг тиосульфата натрия (0,2 мас. ч.), затем 20 кг водорастворимого полимера (0,4 мас. ч.). Далее при постоянном перемешивании полученного раствора в него добавляли 5 кг (0,1 мас. ч.) бихромата натрия. Продолжили перемешивание в течение 10-20 мин. Планируемое время сшивки гелеобразующего состава - 11 ч (опыт №7, таблица).

2-й цикл объемом 5 м3 - в предварительно промытую смесительно-осреднительную установку типа УОП-20 набрали 5 м3 пресной воды с температурой 18°C. Довели pH воды до 3,47 добавлением в воду 5 л кислоты соляной ингибированной и последующим перемешиванием. При постоянном перемешивании в смесительно-осреднительной установке в воде последовательно растворили 50 кг хлористого калия (1 мас. ч.), 20 кг тиосульфата натрия (0,4 мас. ч.), 25 кг водорастворимого полимера (0,5 мас. ч.), 5,5 кг бихромата натрия (0,11 мас. ч.). Планируемое время сшивки гелеобразующего состава - 7 ч (опыт №5, таблица).

Состав второго цикла водоизолирующего состава был подобран и приготовлен так, чтобы закачать его в скважину ранее, чем начнется сшивка гелеобразующего состава первого цикла.

После закачивания всего гелеобразующего состава НКТ приподняли на 200 м с целью исключения их прихвата и оставили скважину на реагирование в течение 24 ч.

Далее скважину освоили и пустили в эксплуатацию. В результате проведенных работ обводненность скважины снизилась на 25%, дополнительная добыча нефти составила при этом 2,2 т в сут.

Пример 2. Предлагаемый способ применили для изоляции обводнившегося пропластка в скважине с текущим забоем 1877,8 м и интервалом перфорации, вскрывшим продуктивный горизонт в интервале 1860-1877,8 м. Спустили НКТ на глубину 1840 м. Объем гелеобразующего состава составил 40 м3. Гелеобразующий состав приготовили и закачали в обводненный пласт в 3 цикла с расходом 150 л/мин.

1-й цикл объемом 15 м3 - в предварительно промытую смесительно-осреднительную установку типа УОП-20 набрали 15 м3 пресной воды с температурой 23°C. Довели pH воды до 5,60 добавлением в воду 10 л кислоты соляной ингибированной и последующим перемешиванием. При постоянном перемешивании в смесительно-осреднительной установке в воде последовательно растворили 1,5 кг хлористого калия (0,01 мас. ч.), далее добавили и растворили 15 кг тиосульфата натрия (0,1 мас. ч.), затем 60 кг водорастворимого полимера (0,4 мас. ч.). Далее при постоянном перемешивании полученного раствора в него добавляли 15 кг (0,1 мас. ч.) бихромата натрия. Продолжили перемешивание в течение 10-20 мин. Планируемое время сшивки гелеобразующего состава - 20 ч (опыт №11, таблица).

2-й цикл объемом 15 м3 - в предварительно промытую смесительно-осреднительную установку типа УОП-20 набрали 15 м3 пресной воды с температурой 23°C. Довели pH воды до 5,31 добавлением в воду 10 л кислоты соляной ингибированной и последующим перемешиванием. При постоянном перемешивании в смесительно-осреднительной установке в воде последовательно растворили 60 кг хлористого калия (0,4 мас. ч.), 30 кг тиосульфата натрия (0,2 мас. ч.), 60 кг водорастворимого полимера (0,4 мас. ч.), 15 кг бихромата натрия (0,1 мас. ч.). Планируемое время сшивки гелеобразующего состава - 13 ч (опыт №8, таблица).

3-й цикл объемом 10 м3 - в предварительно промытую смесительно-осреднительную установку типа УОП-20 набрали 10 м3 пресной воды с температурой 23°C. Довели pH воды до 4,82 добавлением в воду 8 л кислоты соляной ингибированной и последующим перемешиванием. При постоянном перемешивании в смесительно-осреднительной установке в воде последовательно растворили 100 кг хлористого калия (1 мас. ч.), 50 кг тиосульфата натрия (0,5 мас. ч.), 40 кг водорастворимого полимера (0,4 мас. ч.), 10 кг бихромата натрия (0,1 мас. ч.). Планируемое время сшивки гелеобразующего состава - 8 ч (опыт №4, таблица).

Приготовление гелеобразующего состава планировали таким образом, чтобы последний цикл был приготовлен и закачан в скважину ранее, чем начнется сшивка первого цикла гелеобразующего состава.

После закачивания всего гелеобразующего состава НКТ приподняли на 200 м с целью исключения их прихвата и оставили скважину на реагирование в течение 24 ч. Далее скважину освоили и пустили в эксплуатацию. В результате проведенных работ обводненность скважины снизилась на 20%, дополнительная добыча нефти составила при этом 2 т в сут, скважина продолжает работать без ремонта в течение более 24 месяцев.

Пример 3. Способ применили для водоизоляционных работ в скважине с искусственным забоем 1787 м и интервалом перфорации 1164-1167 м. Спустили НКТ на глубину 1140 м. Объем гелеобразующего состава составил 80 м3. Гелеобразующий состав приготовили и закачали в обводненный пласт в 5 циклов с расходом 200 л/мин.

1-й цикл объемом 20 м3 - в предварительно промытую смесительно-осреднительную установку типа УОП-20 набрали 20 м3 пресной воды с температурой 20°C. Довели pH воды до 5,60 добавлением в воду 15 л кислоты соляной ингибированной и последующим перемешиванием. При постоянном перемешивании в смесительно-осреднительной установке в воде последовательно растворили 2 кг хлористого калия (0,01 мас. ч.), далее добавили и растворили 20 кг тиосульфата натрия (0,1 мас. ч.), затем 80 кг водорастворимого полимера (0,4 мас. ч.). Далее при постоянном перемешивании полученного раствора в него добавляли 20 кг (0,1 мас. ч.) бихромата натрия. Продолжили перемешивание в течение 10-20 мин. Планируемое время сшивки гелеобразующего состава - 20 ч (опыт №11, таблица).

2-й цикл объемом 20 м3 - в предварительно промытую смесительно-осреднительную установку типа УОП-20 набрали 20 м3 пресной воды с температурой 20°C. Довели pH воды до 5,31 добавлением в воду 13 л кислоты соляной ингибированной и последующим перемешиванием. При постоянном перемешивании в смесительно-осреднительной установке в воде последовательно растворили 80 кг хлористого калия (0,4 мас. ч.), 40 кг тиосульфата натрия (0,2 мас. ч.), 80 кг водорастворимого полимера (0,4 мас. ч.), 20 кг бихромата натрия (0,1 мас. ч.). Планируемое время сшивки гелеобразующего состава - 13 ч (опыт №8, таблица).

3-й цикл объемом 15 м3 - в предварительно промытую смесительно-осреднительную установку типа УОП-20 набрали 15 м3 пресной воды с температурой 20°C. Довели pH воды до 3,40 добавлением в воду 15 л кислоты соляной ингибированной и последующим перемешиванием. При постоянном перемешивании в смесительно-осреднительной установке в воде последовательно растворили 90 кг хлористого калия (0,6 мас. ч.), 30 кг тиосульфата натрия (0,2 мас. ч.), 60 кг водорастворимого полимера (0,4 мас. ч.), 15 кг бихромата натрия (0,1 мас. ч.). Планируемое время сшивки гелеобразующего состава -10 ч (опыт №7, таблица).

4-й цикл объемом 15 м3 - в предварительно промытую смесительно-осреднительную установку типа УОП-20 набрали 15 м3 пресной воды с температурой 20°C. Довели pH воды до 3,47 добавлением в воду 12 л кислоты соляной ингибированной и последующим перемешиванием. При постоянном перемешивании в смесительно-осреднительной установке в воде последовательно растворили 150 кг хлористого калия (1 мас. ч.), 75 кг тиосульфата натрия (0,5 мас. ч.), 60 кг водорастворимого полимера (0,4 мас. ч.), 16,5 кг бихромата натрия (0,11 мас. ч.). Планируемое время сшивки гелеобразующего состава - 7 ч (опыт №5, таблица).

5-й цикл объемом 10 м3 - в предварительно промытую смесительно-осреднительную установку типа УОП-20 набрали 10 м3 пресной воды с температурой 25°C. Довели pH воды до 5,31 добавлением в воду 7 л кислоты соляной ингибированной и последующим перемешиванием. При постоянном перемешивании в смесительно-осреднительной установке в воде последовательно растворили 200 кг хлористого калия (2 мас. ч.), 60 кг тиосульфата натрия (0,6 мас. ч.), 60 кг водорастворимого полимера (0,6 мас. ч.), 12 кг бихромата натрия (0,12 мас. ч.). Планируемое время сшивки гелеобразующего состава - 4 ч (опыт №1, таблица).

Приготовление гелеобразующего состава планировали таким образом, чтобы последний цикл гелеобразующего состава был приготовлен и закачан в скважину ранее, чем начнется сшивка его первого цикла. Продавили гелеобразующий состав в пласт закачиванием в НКТ технологической жидкости в объеме, обеспечивающем перепродавку в пласт на 0,2-0,5 м3. После закачивания всего гелеобразующего состава НКТ приподняли на 200 м с целью исключения их прихвата и оставили скважину на реагирование в течение 36 ч. В результате проведенных работ обводненность скважины снизилась на 30%, дополнительная добыча нефти составила 2 т в сут, скважина продолжает работать без ремонта в течение более 18 месяцев.

Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает повышение эффективности ограничения водопритока в обводненных коллекторах и увеличение продолжительности эффекта от ремонтных работ.

Способ ограничения водопритока в скважине, включающий закачку в пласт водорастворимого полимера и солей, отличающийся тем, что предварительно готовят гелеобразующий состав путем поочередного растворения компонентов в пресной воде с температурой 18-25°C в следующем порядке: калий хлористый, натрия тиосульфат, водорастворимый полимер акриламида с молекулярной массой 5,9·10 и степенью анионности 1,9, натрия бихромат и закачивают его в обводненный пласт в 2-5 циклов объемом 5-20 м каждый и с расходом 100-200 л/мин при следующем соотношении компонентов, мас.ч.: причем пресную воду каждого цикла доводят до pH=3,4-5,6, добавляя 5-15 л кислоты соляной ингибированной, далее гелеобразующий состав закачивают в скважину с учетом сшивки первого цикла, не ранее окончания закачки гелеобразующего состава последнего цикла.
Источник поступления информации: Роспатент

Показаны записи 221-230 из 533.
10.08.2014
№216.012.e728

Скважинная внутренняя труболовка

Изобретение относится к ловильным устройствам, применяемым для ликвидации аварий с трубами в скважинах для их захвата за внутреннюю часть. Устройство содержит оправку с верхним переводником, нижним направляющим наконечником, продольным каналом и конусной поверхностью, расширяющейся сверху...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002524969
Дата охранного документа: 10.08.2014
10.08.2014
№216.012.e796

Способ ограничения водопритока в скважину

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважину с использованием жидкого стекла (силиката натрия), и может быть использовано при проведении водоизоляционных работ в скважине. Способ ограничения водопритока в скважину включает...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002525079
Дата охранного документа: 10.08.2014
10.08.2014
№216.012.e8d6

Кислотная эмульсия для обработки призабойной зоны нефтяного пласта

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными или терригенными коллекторами. Технический результат - разработка кислотной эмульсии для обработки...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002525399
Дата охранного документа: 10.08.2014
20.08.2014
№216.012.eab3

Устройство для разработки залежи сверхвязкой нефти

Изобретение относится к области разработки месторождений углеводородов двухустьевыми скважинами и может быть использовано для отбора сверхвязкой нефти. Обеспечивает увеличение коэффициента вытеснения нефти из залежи, повышение надежности работы устройства, а также исключение преждевременного...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002525891
Дата охранного документа: 20.08.2014
20.08.2014
№216.012.eb45

Способ разработки трещиноватых коллекторов

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к области разработки трещиноватых коллекторов. Обеспечивает повышение нефтеотдачи и эффективности разработки трещиноватых коллекторов за счет более рационального размещения добывающих скважин. Сущность изобретения: способ включает...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002526037
Дата охранного документа: 20.08.2014
20.08.2014
№216.012.eb47

Состав для изоляции водопритока в скважине

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в скважине. Состав для изоляции водопритока в скважине включает 17-59 мас.% реагента «Витам», 20-40 мас.% силиката натрия, 1-3 мас.% древесной муки и 20-40 мас.% 10%-ного раствора...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002526039
Дата охранного документа: 20.08.2014
20.08.2014
№216.012.eb4c

Устройство для установки цементного моста в скважине

Изобретение относится к устройствам для установки цементного моста в скважине. Техническим результатом является создание надежной конструкции устройства для изоляции зоны осложнения при бурении скважины, повышение качества устанавливаемого цементного моста и снижение материальных затрат....
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002526044
Дата охранного документа: 20.08.2014
20.08.2014
№216.012.eb4f

Способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений. Технический результат - повышение эффективности добычи высоковязкой и тяжелой нефти термическим воздействием. Способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием включает бурение в пределах одного пласта...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002526047
Дата охранного документа: 20.08.2014
20.08.2014
№216.012.eb5a

Устройство для кислотного гидроразрыва пласта

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для кислотного гидроразрыва пласта в открытых стволах скважин. Устройство содержит корпус с радиальными каналами, в которых закреплены втулки с коническими соплами, установленными с возможностью радиального...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002526058
Дата охранного документа: 20.08.2014
20.08.2014
№216.012.eb5d

Способ изоляции водопроявляющих пластов при строительстве скважины

Изобретение относится к горной и нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для проведения изоляционных работ при строительстве скважины. Способ изоляции водопроявляющих пластов при строительстве скважины включает вскрытие бурением водопроявляющих пластов. Затем пробуривают...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002526061
Дата охранного документа: 20.08.2014
Показаны записи 221-230 из 510.
10.08.2014
№216.012.e67f

Способ разработки неоднородного месторождения наклонными и горизонтальными скважинами

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой залежи в поздней стадии с неустойчивыми породами и неоднородным коллектором. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи за счет ввода в разработку остаточных запасов нефти и увеличения...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002524800
Дата охранного документа: 10.08.2014
10.08.2014
№216.012.e728

Скважинная внутренняя труболовка

Изобретение относится к ловильным устройствам, применяемым для ликвидации аварий с трубами в скважинах для их захвата за внутреннюю часть. Устройство содержит оправку с верхним переводником, нижним направляющим наконечником, продольным каналом и конусной поверхностью, расширяющейся сверху...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002524969
Дата охранного документа: 10.08.2014
10.08.2014
№216.012.e796

Способ ограничения водопритока в скважину

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважину с использованием жидкого стекла (силиката натрия), и может быть использовано при проведении водоизоляционных работ в скважине. Способ ограничения водопритока в скважину включает...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002525079
Дата охранного документа: 10.08.2014
10.08.2014
№216.012.e8d6

Кислотная эмульсия для обработки призабойной зоны нефтяного пласта

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными или терригенными коллекторами. Технический результат - разработка кислотной эмульсии для обработки...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002525399
Дата охранного документа: 10.08.2014
20.08.2014
№216.012.eab3

Устройство для разработки залежи сверхвязкой нефти

Изобретение относится к области разработки месторождений углеводородов двухустьевыми скважинами и может быть использовано для отбора сверхвязкой нефти. Обеспечивает увеличение коэффициента вытеснения нефти из залежи, повышение надежности работы устройства, а также исключение преждевременного...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002525891
Дата охранного документа: 20.08.2014
20.08.2014
№216.012.eb45

Способ разработки трещиноватых коллекторов

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к области разработки трещиноватых коллекторов. Обеспечивает повышение нефтеотдачи и эффективности разработки трещиноватых коллекторов за счет более рационального размещения добывающих скважин. Сущность изобретения: способ включает...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002526037
Дата охранного документа: 20.08.2014
20.08.2014
№216.012.eb47

Состав для изоляции водопритока в скважине

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в скважине. Состав для изоляции водопритока в скважине включает 17-59 мас.% реагента «Витам», 20-40 мас.% силиката натрия, 1-3 мас.% древесной муки и 20-40 мас.% 10%-ного раствора...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002526039
Дата охранного документа: 20.08.2014
20.08.2014
№216.012.eb4c

Устройство для установки цементного моста в скважине

Изобретение относится к устройствам для установки цементного моста в скважине. Техническим результатом является создание надежной конструкции устройства для изоляции зоны осложнения при бурении скважины, повышение качества устанавливаемого цементного моста и снижение материальных затрат....
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002526044
Дата охранного документа: 20.08.2014
20.08.2014
№216.012.eb4f

Способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений. Технический результат - повышение эффективности добычи высоковязкой и тяжелой нефти термическим воздействием. Способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием включает бурение в пределах одного пласта...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002526047
Дата охранного документа: 20.08.2014
20.08.2014
№216.012.eb5a

Устройство для кислотного гидроразрыва пласта

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для кислотного гидроразрыва пласта в открытых стволах скважин. Устройство содержит корпус с радиальными каналами, в которых закреплены втулки с коническими соплами, установленными с возможностью радиального...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002526058
Дата охранного документа: 20.08.2014
+ добавить свой РИД