×
20.04.2016
216.015.354c

Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ УКРЕПЛЕНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ

Вид РИД

Изобретение

Аннотация: Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам укрепления призабойной зоны скважины и предотвращения выноса породы. Способ укрепления призабойной зоны скважины включает спуск в призабойную зоны скважины колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, последовательную закачку по колонне НКТ в призабойную зону закрепляющего состава и водного раствора соляной кислоты 12-24%-ной концентрации при максимальном расходе, не приводящем к росту давления закачивания выше допустимого давления на пласт, находящийся в призабойной зоне скважины, с созданием экрана в призабойной зоне. На устье скважины колонну НКТ снизу вверх оснащают импульсным пульсатором жидкости, патрубком с отверстиями, герметично перекрытыми изнутри подвижной втулкой с седлом сверху и пакером, причем подвижную втулку в исходном положении фиксируют относительно подвижной втулки срезным штифтом с возможностью ограниченного осевого перемещения, спускают колонну НКТ в скважину так, чтобы импульсный пульсатор жидкости находился напротив интервала укрепления призабойной зоны скважины, производят посадку пакера, на устье скважины готовят закрепляющий состав, причем закрепляющий состав готовят путем смешения этилсиликата-40, алюминиевой пудры и изопропилового спирта при следующем соотношении компонентов, об. %: этилсиликат-40 88,5-89,5, алюминиевая пудра 0,5-1,5, изопропиловый спирт 10, производят закачку закрепляющего состава по колонне НКТ через импульсный пульсатор жидкости в призабойную зону скважины, после чего производят закачку в колонну НКТ в объеме 0,2-0,4 м буферной жидкости, в качестве которой используют пресную воду плотностью 1000 кг/м, затем в колонну НКТ сбрасывают шар на седло подвижной втулки, в колонне НКТ выше шара создают избыточное гидравлическое давление и смещают подвижную втулку вниз с открытием отверстий патрубка и отсечением импульсного пульсатора жидкости, производят закачку водного раствора соляной кислоты 12-24%-ной концентрации в колонну НКТ через отверстия патрубка в интервал укрепления призабойной зоны, выдерживают технологическую паузу на отверждение закрепляющего состава и создание пористого экрана в призабойной зоне скважины, распакеровывают пакер и извлекают колонну НКТ из скважины. Технический результат - повышение качества крепления призабойной зоны скважины, сокращение продолжительности и трудоемкости реализации способа в 2-3 раза, сохранение коллекторских свойств пласта. 2 ил.
Основные результаты: Способ укрепления призабойной зоны скважины, включающий спуск в призабойную зоны скважины колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, последовательную закачку по колонне НКТ в призабойную зону закрепляющего состава и водного раствора соляной кислоты 12-24%-ной концентрации при максимальном расходе, не приводящем к росту давления закачивания выше допустимого давления на пласт, находящийся в призабойной зоне скважины, с созданием экрана в призабойной зоне, отличающийся тем, что на устье скважины колонну НКТ снизу вверх оснащают импульсным пульсатором жидкости, патрубком с отверстиями, герметично перекрытыми изнутри подвижной втулкой с седлом сверху и пакером, причем подвижную втулку в исходном положении фиксируют относительно подвижной втулки срезным штифтом с возможностью ограниченного осевого перемещения, спускают колонну НКТ в скважину так, чтобы импульсный пульсатор жидкости находился напротив интервала укрепления призабойной зоны скважины, производят посадку пакера, на устье скважины готовят закрепляющий состав, причем закрепляющий состав готовят путем смешения этилсиликата-40, алюминиевой пудры и изопропилового спирта при следующем соотношении компонентов, об.%: производят закачку закрепляющего состава по колонне НКТ через импульсный пульсатор жидкости в призабойную зону скважины, после чего производят закачку в колонну НКТ в объеме 0,2-0,4 м буферной жидкости, в качестве которой используют пресную воду плотностью 1000 кг/м, затем в колонну НКТ сбрасывают шар на седло подвижной втулки, в колонне НКТ выше шара создают избыточное гидравлическое давление и смещают подвижную втулку вниз с открытием отверстий патрубка и отсечением импульсного пульсатора жидкости, производят закачку водного раствора соляной кислоты 12-24%-ной концентрации в колонну НКТ через отверстия патрубка в интервал укрепления призабойной зоны, выдерживают технологическую паузу на отверждение закрепляющего состава и создание пористого экрана в призабойной зоне скважины, распакеровывают пакер и извлекают колонну НКТ из скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам укрепления призабойной зоны скважины и предотвращения выноса породы.

Известен способ укрепления слабосцементированного пористого пласта (патент RU №2119041, МПК E21B 33/138, E02D 3/12, опубл. в бюл. №26 от 20.09.1998 г.), предусматривающий закачивание в призабойную зону скважины состава с массовой долей фенолформальдегидной смолы 78-86%, водного раствора соляной кислоты 15%-ной концентрации 12,7-19,5%, оксиэтилированного алкилфенола 0,3-0,5% и 4-Метил-4-фенил-1,3-диоксана 1-2%. После закачивания состава предусматривают нагнетание в призабойную зону газа в течение двух суток (времени, необходимого для полимеризации состава) с целью создания в призабойной зоне фильтрационных каналов.

Недостатком способа является то, что до закачивания состава на основе фенолформальдегидной смолы из призабойной зоны скважины не удаляется вода. Как правило, проблема выноса песка характерна для скважин, содержащих в продукции воду. Пласты-коллекторы в большинстве случаев являются гидрофильными и хорошо смачиваются водой. Поэтому в призабойной зоне скважин, добывающих обводненную продукцию, содержится вода. Вода негативно влияет на процесс укрепления призабойной зоны, так как разбавленный водой состав на основе фенолформальдегидной смолы может потерять способность к отверждению или при отверждении разбавленного состава прочность искусственно укрепленного эксплуатационного фильтра будет низкой. Кроме того, для реализации способа после закачивания состава на основе фенолформальдегидной смолы нужно в течение двух суток нагнетать газ в призабойную зону, что усложняет процесс и приводит к росту затрат времени и средств.

Также известен способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта (патент RU №2172811, МПК E21B 33/13, E21B 33/138, опубл. в бюл. №24 от 27.08.2001 г.), включающий перфорацию обсадной колонны в размытом интервале призабойной зоны, создание песчаного проницаемого барьера путем нагнетания в заколонное пространство через перфорационные отверстия кварцевого песка в жидкости-носителе с водным раствором силиката натрия с последующим закачиванием спиртового раствора хлорида кальция в объеме порового пространства созданного барьера, при этом дополнительно перед созданием последнего нагнетают водный раствор силиката натрия плотностью 1250-1300 кг/м3 в количестве, обеспечивающем полное заполнение порового заколонного пространства продуктивного пласта на расстоянии 0,45-0,60 м от скважины, а перед закачиванием спиртового раствора хлорида кальция - эмульсионный раствор следующего состава, мас. %: флотореагент - оксаль Т-80 - 40-60, неонол АФ9-12 - 0,10-0,15, углеводородная жидкость - 39,85-59,90, в объеме порового пространства созданного песчаного проницаемого барьера, причем в качестве водного раствора силиката натрия используют жидкое натриевое стекло с ρ=1400 кг/м3, которым обрабатывают перед закачиванием на устье скважины кварцевый песок в соотношении 0,20-0,30:1,00 мас. ч. соответственно.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, технологически сложный в реализации способ, связанный с закачкой большого количества химических реагентов;

- во-вторых, жидкое стекло при отрицательной температуре необходимо отогревать, что ограничивает возможность реализации способа;

- в-третьих, низкое качество крепления призабойной зоны продуктивного пласта, так как в пресной воде тампонажный состав на основе жидкого стекла растворяется со временем;

- в-четвертых, для закачки кварцевого песка в жидкости-носителе необходимо привлечение специальных насосных агрегатов, используемых при проведении гидравлического разрыва пласта.

Наиболее близким по технической сущности является способ укрепления призабойной зоны скважины (патент RU №2387803, МПК E21B 33/13, C09K 8/44, опубл. в бюл. №12 от 27.04.2010 г.), включающий спуск в призабойную зону скважины колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, последовательную закачку по колонне НКТ в призабойную зону скважины фенолформальдегидной смолы и водного раствора соляной кислоты с последующей выдержкой до отверждения фенолформальдегидной смолы, причем предварительно в призабойную зону нагнетают изопропиловый спирт, после изопропилового спирта закачивают фенолформальдегидную смолу в смеси с изопропиловым спиртом при соотношении компонентов, об. %:

фенолформальдегидная смола 90-95
изопропиловый спирт 5-10

затем водный раствор соляной кислоты 12-24%-ной концентрации, после закачивания изопропилового спирта и фенолформальдегидной смолы в смеси с изопропиловым спиртом делают выдержку не менее 8 ч, все реагенты закачивают в объеме, достаточном для создания экрана в призабойной зоне с диаметром охвата не менее 1,8 м, причем закачку водного раствора соляной кислоты производят при максимальном расходе, не приводящем к росту давления закачивания выше допустимого давления на эксплуатационную колонну скважины и пласты, находящиеся в призабойной зоне скважины.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, низкое качество крепления призабойной зоны скважины с низкой проницаемостью. Это связано с тем, что крепление призабойной зоны скважины производят с применением последовательной стационарной (постоянной) закачки различных химических реагентов по колонне НКТ из условия обеспечения диаметра охвата не менее 1,8 м, при этом закачку производят при давлении не выше допустимого давления на эксплуатационную колонну скважины и пласты, поэтому обеспечить такое условие при креплении призабойной зоны с низкой проницаемостью практически невозможно;

- во-вторых, высокая продолжительность и трудоемкость реализации способа, связанные с предварительной закачкой изоприлового спирта, затем последовательной закачкой нескольких химических реагентов (изопропилового спирта, фенолформальдегидной смолы в смеси с изопропиловым спиртом, водного раствора соляной кислоты 12-24%-ной концентрации), после закачки водного раствора соляной кислоты 12-24%-ной концентрации необходима технологическая выдержка на отверждение смолы в призабойной зоне скважины не менее 24 часов;

- в-третьих, ограниченные условия применения способа, связанные с загустеванием фенолформальдегидной смолы в зимний период времени (повышается вязкость смолы, приводящая к критическому росту давления закачки) и малым сроком ее хранения (2-3 мес);

- в-четвертых, снижается продуктивность пластов при закреплении известным составом призабойной зоны из-за формирования непроницаемого закрепляющего материала;

- в-пятых, низкая надежность крепления призабойной зоны скважины, так как водный раствор соляной кислоты закачивают в скважину при давлении не выше допустимого давления на эксплуатационную колонну скважины, поэтому высока вероятность того, что водный раствор соляной кислоты, выполняющий роль отвердителя, не полностью охватит весь объем закачанной в призабойную зону смолы. В итоге получается лишь частичное отверждение смолы.

Техническими задачами предлагаемого способа являются повышение качества укрепления призабойной зоны скважины, сокращение продолжительности и трудоемкости реализации способа с возможностью применения закрепляющего состава при отрицательных температурах до минус 50°C, сохранение продуктивности пластов при укреплении призабойной зоны скважины, а также повышение надежности крепления призабойной зоны скважины.

Поставленные технические задачи решаются способом укрепления призабойной зоны скважины, включающим спуск в призабойную зоны скважины колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, последовательную закачку по колонне НКТ в призабойную зону закрепляющего состава и водного раствора соляной кислоты 12-24%-ной концентрации при максимальном расходе, не приводящем к росту давления закачивания выше допустимого давления на пласт, находящийся в призабойной зоне скважины, с созданием экрана в призабойной зоне.

Новым является то, что на устье скважины колонну НКТ снизу вверх оснащают импульсным пульсатором жидкости, патрубком с отверстиями, герметично перекрытыми изнутри подвижной втулкой с седлом сверху и пакером, причем подвижную втулку в исходном положении фиксируют относительно подвижной втулки срезным штифтом с возможностью ограниченного осевого перемещения, спускают колонну НКТ в скважину так, чтобы импульсный пульсатор жидкости находился напротив интервала укрепления призабойной зоны скважины, производят посадку пакера, на устье скважины готовят закрепляющий состав, причем закрепляющий состав готовят путем смешения этилсиликата-40, алюминиевой пудры и изопропилового спирта при следующем соотношении компонентов, об. %:

этилсиликат-40 88,5-89,5
алюминиевая пудра 0,5-1,5
изопропиловый спирт 10

производят закачку закрепляющего состава по колонне НКТ через импульсный пульсатор жидкости в призабойную зону скважины, после чего производят закачку в колонну НКТ в объеме 0,2-0,4 м3 буферной жидкости, в качестве которой используют пресную воду плотностью 1000 кг/м3, затем в колонну НКТ сбрасывают шар на седло подвижной втулки, в колонне НКТ выше шара создают избыточное гидравлическое давление и смещают подвижную втулку вниз с открытием отверстий патрубка и отсечением импульсного пульсатора жидкости, производят закачку водного раствора соляной кислоты 12-24%-ной концентрации в колонну НКТ через отверстия патрубка в интервал укрепления призабойной зоны, выдерживают технологическую паузу на отверждение закрепляющего состава и создание пористого экрана в призабойной зоне скважины, распакеровывают пакер и извлекают колонну НКТ из скважины.

На фиг. 1 и 2 схематично изображен предлагаемый способ укрепления призабойной зоны скважины.

Способ реализуют в добывающей скважине, на которой имеется проблема выноса песка из призабойной зоны, следующим образом.

На устье скважины 1 колонну НКТ 2 (см. фиг. 1) снизу вверх оснащают импульсным пульсатором жидкости 3, патрубком 4 с отверстиями 5, герметично перекрытыми изнутри подвижной втулкой 6 с седлом 7 сверху и пакером 8.

В качестве импульсного пульсатора жидкости 3 применяют, например, устройство для импульсной закачки жидкости в пласт (патент RU №2400615, МПК E21B 28/00, E21B 43/25, опубл. в бюл. №27 от 27.09.2010 г.) или устройство для закачки жидкости в пласт (патент RU №2241825, МПК E21B 43/18, опубл. в бюл. №34 от 10.12.2004 г.).

Подвижная втулка 6 в исходном положении зафиксирована относительно подвижной втулки срезным штифтом 9 и имеет возможность ограниченного осевого перемещения вниз относительно патрубка 4.

Спускают колонну НКТ 2 в скважину 1 так, чтобы импульсный пульсатор жидкости 3 находился напротив интервала укрепления призабойной зоны 10 скважины 1.

Затем в скважине 1 производят посадку пакера 8 любой известной конструкции, например проходного пакера с якорем с механической поворотной установкой.

Далее на устье скважины 1 в емкости 11 приготавливают закрепляющий состав путем смешения этилсиликата-40, алюминиевой пудры и изопропилового спирта при следующем соотношении компонентов, об. %:

- этилсиликат-40 88,5-89,5
- алюминиевая пудра 0,5-1,5
- изопропиловый спирт 10

Этилсиликат-40 представляет собой гомогенную смесь олигоэтоксисилоксанов с эмпирической формулой RO-[-Si(OR)2O-]m-R, R=C2H5 и выпускается по ГОСТ 26371-84.

Этилсиликат-40 - это прозрачная, маловязкая жидкость, представляющая собой сложную смесь олигоэтоксисилоксанов с разной степенью конденсации. Этилсиликат хорошо растворяется в толуоле, бензоле, полностью смешивается с этиловым спиртом. Обладает повышенной термостойкостью и может использоваться при температурах от минус 50 до плюс 60°C, поэтому может использоваться в зимнее время, так как при отрицательных температурах его вязкость не увеличивается по сравнению с фенолформальдегидной смолой.

Тампонажная смесь на основе связующего вещества этилсиликата-40 имеет низкую вязкость в зимнее время по сравнению с фенолформальдегидной смолой и больший срок хранения (12 мес).

В качестве алюминиевой пудры используют пудру алюминиевую пигментную, выпускаемую по ГОСТ 5494-95.

Пудра алюминиевая - это измельченный металлический порошок, частички которого имеют пластинчатую форму. Каждая такая микроскопическая пластинка покрыта слоем оксида и жира.

На вид это порошок, который имеет серо-серебристый цвет, легко мажется. Он однороден: в нем не должны быть заметны на глаз более крупные частицы. Плотность материала составляет около 0,15-0,3 г/см3. В нем содержится 85-93% активного алюминия.

Изопропиловый спирт используют по ГОСТ 9805-84. Изопропиловый спирт представляет собой бесцветную прозрачную жидкость, не содержащую механических примесей, плотностью 814-819 кг/м3.

Объем приготавливаемой в емкости 11 тампонажной смеси на основе этилсиликата-40 определяет расчетным путем технологическая служба ремонтного предприятия, исходя из условия обеспечения диаметра охвата воздействием не менее 1,8 м, например 2,5 м3.

С помощью насоса 12, например, с использованием цементировочного агрегата ЦА-320 производят закачку тампонажной смеси в объеме 2,5 м3 по колонне НКТ 2 в импульсном режиме через импульсный пульсатор жидкости 3 в призабойную зону 10 скважины 1.

После чего производят закачку в колонну НКТ 2 буферной жидкости, в качестве которой используют пресную воду плотностью 1000 кг/м3 в объеме 0,2-0,4 м3, которая продавливает тампонажную смесь из колонны НКТ 2 в призабойную зону 10 скважины 1 через импульсный пульсатор жидкости 3, при этом в призабойной зоне 10 скважины 1 происходят распределение тампонажной смеси, заполнение и пропитка поровых каналов (см. фиг. 1).

В предлагаемом способе применена импульсная закачка закрепляющего состава, что по сравнению с прототипом при равных давлениях закачки на устье позволяет увеличить диаметр создаваемого экрана в призабойной зоне скважины в 2-3 раза и тем самым повысить качество крепления призабойной зоны скважины.

Применение этилсиликата-40 по сравнению с фенолформальдегидной смолой исключает необходимость оттеснения воды из призабойной зоны закачкой изопропилового спирта, что исключает технологическую операцию по закачке и технологическую выдержку, а это сокращает продолжительность реализации способа.

Алюминиевая пудра вспенивает тампонажную смесь, благодаря чему обеспечивается пористость при отверждении тампонажной смеси и сохраняется продуктивность пластов после укрепления призабойной зоны скважины. Кроме того, все химические реагенты закачиваются в составе тампонажной смеси, а не раздельно, что также исключает снижение продуктивности пласта.

Затем в колонну НКТ 2 (см. фиг. 2) сбрасывают шар 13 на седло 7 подвижной втулки 6. В колонне НКТ 2 выше шара 13 создают избыточное гидравлическое давление и смещают подвижную втулку 6 вниз с открытием отверстий патрубка и отсечением импульсного пульсатора жидкости. Далее производят закачку по колонне НКТ 2 через отверстия 5 патрубка 4 в призабойную зону 10 скважины 1 водного раствора соляной кислоты 12-24%-ной концентрации, например, в объеме 3 м3, при максимально возможном расходе, не приводящем к росту давления закачивания выше допустимого давления на пласт, находящийся в призабойной зоне 10 скважины 1.

Закачиваемый водный раствор соляной кислоты является отвердителем для закрепляющего состава. Кислота соляная техническая выпускается по ГОСТ 857-95.

Выдерживают технологическую паузу в течение 24 ч на отверждение закрепляющего состава (набор прочности создаваемого экрана в призабойной зоне 10 скважины 1).

В результате образуется отвержденный пористый экран, который укрепляет призабойную зону 10 скважины 1.

Пакер 8 защищает эксплуатационную колонну скважины 1 от действия высокого давления и позволяет увеличить давление закачки водного раствора соляной кислоты 12-24%-ной концентрации при максимально возможном расходе, что в свою очередь позволяет в полном объеме охватить ранее закачанный закрепляющий состав и обеспечить его надежное отверждение в призабойной зоне 10 скважины 1.

Распакеровывают пакер и извлекают колонну НКТ 2 из скважины 1.

Предлагаемый способ укрепления призабойной зоны скважины позволяет:

- повысить качество крепления призабойной зоны скважины;

- сократить продолжительность и трудоемкость реализации способа в 2-3 раза;

- сохранить коллекторские свойства пласта;

- расширить условия применения способа в зимнее время без увеличения вязкости закачиваемых химических реагентов;

- повысить надежность крепления призабойной зоны скважины.

Способ укрепления призабойной зоны скважины, включающий спуск в призабойную зоны скважины колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, последовательную закачку по колонне НКТ в призабойную зону закрепляющего состава и водного раствора соляной кислоты 12-24%-ной концентрации при максимальном расходе, не приводящем к росту давления закачивания выше допустимого давления на пласт, находящийся в призабойной зоне скважины, с созданием экрана в призабойной зоне, отличающийся тем, что на устье скважины колонну НКТ снизу вверх оснащают импульсным пульсатором жидкости, патрубком с отверстиями, герметично перекрытыми изнутри подвижной втулкой с седлом сверху и пакером, причем подвижную втулку в исходном положении фиксируют относительно подвижной втулки срезным штифтом с возможностью ограниченного осевого перемещения, спускают колонну НКТ в скважину так, чтобы импульсный пульсатор жидкости находился напротив интервала укрепления призабойной зоны скважины, производят посадку пакера, на устье скважины готовят закрепляющий состав, причем закрепляющий состав готовят путем смешения этилсиликата-40, алюминиевой пудры и изопропилового спирта при следующем соотношении компонентов, об.%: производят закачку закрепляющего состава по колонне НКТ через импульсный пульсатор жидкости в призабойную зону скважины, после чего производят закачку в колонну НКТ в объеме 0,2-0,4 м буферной жидкости, в качестве которой используют пресную воду плотностью 1000 кг/м, затем в колонну НКТ сбрасывают шар на седло подвижной втулки, в колонне НКТ выше шара создают избыточное гидравлическое давление и смещают подвижную втулку вниз с открытием отверстий патрубка и отсечением импульсного пульсатора жидкости, производят закачку водного раствора соляной кислоты 12-24%-ной концентрации в колонну НКТ через отверстия патрубка в интервал укрепления призабойной зоны, выдерживают технологическую паузу на отверждение закрепляющего состава и создание пористого экрана в призабойной зоне скважины, распакеровывают пакер и извлекают колонну НКТ из скважины.
СПОСОБ УКРЕПЛЕНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ
Источник поступления информации: Роспатент

Показаны записи 201-210 из 568.
20.06.2014
№216.012.d4ae

Способ герметизации эксплуатационной колонны скважины

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны скважины. Способ герметизации эксплуатационной колонны скважины включает спуск в эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) и установку открытого конца НКТ на...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002520217
Дата охранного документа: 20.06.2014
20.06.2014
№216.012.d4b2

Способ обработки призабойной зоны скважины

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны скважины. Изобретение обеспечивает повышение эффективности обработки пласта за счет повышения проницаемости пласта перед его обработкой, упрощение способа, снижение стоимости и...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002520221
Дата охранного документа: 20.06.2014
27.06.2014
№216.012.d670

Скважинное устройство для генерирования и передачи упругих колебаний в продуктивный пласт

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи продуктивных пластов при их эксплуатации скважинными глубинно-насосными установками. Устройство включает штанговую глубинно-насосную установку и хвостовик из труб с упором ниже...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002520674
Дата охранного документа: 27.06.2014
27.06.2014
№216.012.d7ab

Способ обработки призабойной зоны горизонтальной скважины

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны в горизонтальных стволах скважин, пробуренных в залежи битумов и разрабатываемых термическим методом. Технический результат - эффективная обработка призабойной зоны горизонтальной скважины за...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002520989
Дата охранного документа: 27.06.2014
27.06.2014
№216.012.d7b3

Способ разработки мелких отдельных нефтяных линз

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяных залежей, в границах которых встречаются мелкие изолированные литологически экранированные нефтенасыщенные линзы, вскрытые только одиночной скважиной эксплуатационного фонда. Обеспечивает повышение...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002520997
Дата охранного документа: 27.06.2014
27.06.2014
№216.012.d8a7

Гидродомкрат для установки профильного перекрывателя в скважине

Предложение относится к бурению скважин, в частности к устройствам для установки профильных перекрывателей при изоляции ими зон осложнений бурения. Устройство включает колонну труб для спуска, полые гидроцилиндры, кольцевые поршни с полыми штоками, установленными соосно в соответствующие...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002521241
Дата охранного документа: 27.06.2014
27.06.2014
№216.012.d8ab

Способ регулирования разработки нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтяной промышленности , в частности к способам регулирования разработки нефтяных месторождений и может быть использовано для автоматизированного подбора режимов работы действующего фонда нагнетательных скважин системы заводнения нефтяного месторождения путем...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002521245
Дата охранного документа: 27.06.2014
27.06.2014
№216.012.d9fa

Фильтр для очистки бурового раствора

Изобретение предназначено для очистки бурового раствора от наполнителя (кордного волокна, улюка) во всасывающей линии буровых насосов при бурении скважин с помощью забойных двигателей. Фильтр для очистки бурового раствора включает корпус с патрубками ввода бурового раствора и вывода очищенного...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002521580
Дата охранного документа: 27.06.2014
10.07.2014
№216.012.dbbd

Способ установки скважинного фильтра в паронагнетательной горизонтальной скважине

Изобретение относится к разработке месторождений высоковязкой нефти при вскрытии пластов паронагнетательными горизонтальными скважинами. Способ включает бурение горизонтальной скважины, спуск эксплуатационной колонны со скважинным фильтром со срезаемыми пробками в отверстиях и пакерами. В...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002522031
Дата охранного документа: 10.07.2014
10.07.2014
№216.012.dc61

Устройство для гидроимпульсного воздействия на призабойную зону пласта

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи добывающих скважин при многократном гидроимпульсном воздействии на пласт. Устройство для гидроимпульсного воздействия на призабойную зону пласта включает колонну насосно-компрессорных труб...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002522195
Дата охранного документа: 10.07.2014
Показаны записи 201-210 из 658.
20.06.2014
№216.012.d4ae

Способ герметизации эксплуатационной колонны скважины

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны скважины. Способ герметизации эксплуатационной колонны скважины включает спуск в эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) и установку открытого конца НКТ на...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002520217
Дата охранного документа: 20.06.2014
20.06.2014
№216.012.d4b2

Способ обработки призабойной зоны скважины

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны скважины. Изобретение обеспечивает повышение эффективности обработки пласта за счет повышения проницаемости пласта перед его обработкой, упрощение способа, снижение стоимости и...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002520221
Дата охранного документа: 20.06.2014
27.06.2014
№216.012.d670

Скважинное устройство для генерирования и передачи упругих колебаний в продуктивный пласт

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи продуктивных пластов при их эксплуатации скважинными глубинно-насосными установками. Устройство включает штанговую глубинно-насосную установку и хвостовик из труб с упором ниже...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002520674
Дата охранного документа: 27.06.2014
27.06.2014
№216.012.d7ab

Способ обработки призабойной зоны горизонтальной скважины

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны в горизонтальных стволах скважин, пробуренных в залежи битумов и разрабатываемых термическим методом. Технический результат - эффективная обработка призабойной зоны горизонтальной скважины за...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002520989
Дата охранного документа: 27.06.2014
27.06.2014
№216.012.d7b3

Способ разработки мелких отдельных нефтяных линз

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяных залежей, в границах которых встречаются мелкие изолированные литологически экранированные нефтенасыщенные линзы, вскрытые только одиночной скважиной эксплуатационного фонда. Обеспечивает повышение...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002520997
Дата охранного документа: 27.06.2014
27.06.2014
№216.012.d8a7

Гидродомкрат для установки профильного перекрывателя в скважине

Предложение относится к бурению скважин, в частности к устройствам для установки профильных перекрывателей при изоляции ими зон осложнений бурения. Устройство включает колонну труб для спуска, полые гидроцилиндры, кольцевые поршни с полыми штоками, установленными соосно в соответствующие...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002521241
Дата охранного документа: 27.06.2014
27.06.2014
№216.012.d8ab

Способ регулирования разработки нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтяной промышленности , в частности к способам регулирования разработки нефтяных месторождений и может быть использовано для автоматизированного подбора режимов работы действующего фонда нагнетательных скважин системы заводнения нефтяного месторождения путем...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002521245
Дата охранного документа: 27.06.2014
27.06.2014
№216.012.d9fa

Фильтр для очистки бурового раствора

Изобретение предназначено для очистки бурового раствора от наполнителя (кордного волокна, улюка) во всасывающей линии буровых насосов при бурении скважин с помощью забойных двигателей. Фильтр для очистки бурового раствора включает корпус с патрубками ввода бурового раствора и вывода очищенного...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002521580
Дата охранного документа: 27.06.2014
10.07.2014
№216.012.dbbd

Способ установки скважинного фильтра в паронагнетательной горизонтальной скважине

Изобретение относится к разработке месторождений высоковязкой нефти при вскрытии пластов паронагнетательными горизонтальными скважинами. Способ включает бурение горизонтальной скважины, спуск эксплуатационной колонны со скважинным фильтром со срезаемыми пробками в отверстиях и пакерами. В...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002522031
Дата охранного документа: 10.07.2014
10.07.2014
№216.012.dc61

Устройство для гидроимпульсного воздействия на призабойную зону пласта

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи добывающих скважин при многократном гидроимпульсном воздействии на пласт. Устройство для гидроимпульсного воздействия на призабойную зону пласта включает колонну насосно-компрессорных труб...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002522195
Дата охранного документа: 10.07.2014
+ добавить свой РИД