×
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 491-500 из 533.
24.05.2019
№219.017.6032

Способ вызова притока пластового флюида из скважины

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при освоении скважин с пластовым давлением в пределах от 0,8 до 1 от гидростатического давления столба жидкости в скважине. Способ вызова притока пластового флюида из скважины включает спуск колонны...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002470150
Дата охранного документа: 20.12.2012
24.05.2019
№219.017.60a3

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

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности работы паровой камеры за счет равномерной выработки запасов тяжелой нефти или битума путем прогрева на начальном этапе в большей степени начальной зоны прогрева продуктивного пласта, исключение...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002469185
Дата охранного документа: 10.12.2012
24.05.2019
№219.017.60a5

Башмак для установки профильного перекрывателя в скважине

Изобретение относится к бурению скважин, в частности к устройствам для установки профильных перекрывателей при изоляции ими зон осложнений бурения. Башмак для установки профильного перекрывателя в скважине включает корпус с центральным проходным каналом с седлом и расположенным выше кольцевым...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002469176
Дата охранного документа: 10.12.2012
24.05.2019
№219.017.60a6

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

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения тяжелой нефти или битума. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет постепенной выработки запасов и исключения прямого прорыва теплоносителя в добывающую скважину. Сущность...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002469187
Дата охранного документа: 10.12.2012
24.05.2019
№219.017.60a7

Клиновой отклонитель для забуривания боковых стволов из скважины

Изобретение относится к области бурения и капитального ремонта газонефтяных скважин, а именно к устройствам, предназначенным для забуривания боковых стволов из ранее пробуренных обсаженных и необсаженных скважин. Содержит отклоняющий клин с гидравлическим якорем, канал для подачи жидкости,...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002469172
Дата охранного документа: 10.12.2012
29.05.2019
№219.017.679b

Башмак для установки профильного перекрывателя в скважине

Изобретение относится к бурению скважин, а именно к устройствам для установки профильных перекрывателей при изоляции ими зон осложнений в бурении скважин. Устройство содержит корпус, выполненный с возможностью соединения с перекрывателем, с центральным проходным каналом, в который жестко и...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002416021
Дата охранного документа: 10.04.2011
29.05.2019
№219.017.68ec

Способ извлечения высоковязкой нефти и битума из пласта

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений с применением тепла, в частности к разработке месторождений высоковязких нефтей, сложенных слабосцементированными нефтесодержащими породами. Технический результат - повышение коэффициента нефтеизвлечения высоковязкой нефти с...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002435949
Дата охранного документа: 10.12.2011
29.05.2019
№219.017.68ee

Способ разработки залежей высоковязких нефтей и битумов

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки залежей высоковязких нефтей и битумов с горизонтальной добывающей и вертикальными нагнетательными скважинами при тепловом воздействии на пласт. Способ включает строительство горизонтальной добывающей и...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002435947
Дата охранного документа: 10.12.2011
29.05.2019
№219.017.68ef

Способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, в частности к способам теплового воздействия на залежь, содержащую высоковязкую нефть. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет снижения стоимости и контроля обводненности добываемой продукции. Сущность изобретения: способ...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002435948
Дата охранного документа: 10.12.2011
29.05.2019
№219.017.693d

Способ разработки залежи высоковязкой нефти

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений. Технический результат - снижение обводненности добываемой продукции в процессе разработки залежи высоковязкой нефти за счет снижения контролируемого уровня водонефтяного контакта ВНК в продуктивном пласте. В способе разработки залежи...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002434129
Дата охранного документа: 20.11.2011
Показаны записи 491-500 из 510.
29.05.2019
№219.017.65f2

Способ изоляции зон водопритока в скважине

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Обеспечивает повышение эффективности изоляции зон водопритока. По способу спускают колонну нагнетательных труб в зону изоляции. Последовательно закачивают два компонента тампонирующей смеси в колонну нагнетательных труб до момента...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002315171
Дата охранного документа: 20.01.2008
09.06.2019
№219.017.79bc

Способ разработки залежи битума

Технической задачей является наращивание извлекаемых запасов битума за счет увеличения охвата пласта воздействием и снижение обводненности добываемой продукции за счет блокирования путей притока воды. Способ включает строительство пары двухустьевых горизонтальных скважин, из которых первая...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002395676
Дата охранного документа: 27.07.2010
09.06.2019
№219.017.7bf8

Способ обработки призабойной зоны нефтяной скважины с неоднородными по проницаемости пластами

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для проведения водоизоляционных работ в скважине. Способ включает последовательное закачивание в скважину состава для тампонирования изолируемого пласта и состава для увеличения проницаемости призабойной зоны. В качестве...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002368758
Дата охранного документа: 27.09.2009
09.06.2019
№219.017.7e99

Способ установки цементного моста в скважине

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам установки цементных мостов в скважине. При осуществлении способа спускают в скважину башмак на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) до нижней границы цементного моста. Причем перед спуском в скважину между...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002435937
Дата охранного документа: 10.12.2011
09.06.2019
№219.017.7f5a

Состав для изоляции водопритока в скважину

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к водоизоляционным составам на основе кремнийорганических соединений, и может использоваться для изоляции водопритока в добывающие скважины и регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин. Состав для изоляции...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002469064
Дата охранного документа: 10.12.2012
19.06.2019
№219.017.85ff

Способ повышения нефтеотдачи пластов с карбонатными породами

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам увеличения нефтеотдачи пластов и увеличения интенсификации добычи нефти. Способ повышения нефтеотдачи пластов с карбонатными породами включает закачку в пласт добывающей скважины водного раствора ПАВ - неонола АФ с...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002391496
Дата охранного документа: 10.06.2010
19.06.2019
№219.017.8774

Способ приготовления тампонажной композиции в скважине

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам приготовления тампонажной композиции в скважине с целью проведения ремонтно-изоляционных работ, включает спуск в эксплуатационную колонну перфорированного патрубка на насосно-компрессорных трубах,...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002373376
Дата охранного документа: 20.11.2009
14.08.2019
№219.017.bf78

Способ восстановления герметичности колонны насосно-компрессорных труб добывающей скважины, оборудованной вставным штанговым насосом

Изобретение относится к способу восстановления герметичности колонны насосно-компрессорных труб - НКТ добывающей скважины. Технический результат заключается в расширении технологических возможностей реализации способа, а также повышении эффективности восстановления герметичности в колонне НКТ и...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002697099
Дата охранного документа: 12.08.2019
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
26.10.2019
№219.017.dac4

Способ изоляции водопритока в скважине

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в обводненных коллекторах. Способ включает закачку в пласт гелеобразующей композиции, содержащей водорастворимый полимер полиакриламида - ПАА, ацетат хрома и воду. При этом производят...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002704168
Дата охранного документа: 24.10.2019
+ добавить свой РИД