29.03.2019
219.016.f365

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

Вид РИД

Изобретение

Юридическая информация Свернуть Развернуть
Краткое описание РИД Свернуть Развернуть
Аннотация: Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к разработке нефтяных месторождений, сложенных мощной толщей трещинных и трещинно-кавернозных водонасыщенных карбонатных пластов, осложненных низкими коллекторскими свойствами пласта, высокой вязкостью нефти, а также может найти применение при разработке терригенных пластов. Техническим результатом является увеличение нефтеотдачи за счет повышения прочности гелеобразующего слоя, образования барьера, обладающего повышенными структурными свойствами при одновременном сохранении проницаемости низкопроницаемых пропластков, а также упрощение технологии и повышение технологичности способа разработки нефтяной залежи за счет возможности контроля за технологическим процессом, сокращение материальных и трудовых затрат и снижение пожаро- и взрывоопасности. В способе разработки нефтяной залежи, включающем последовательную закачку в пласт гелеобразующей, осадкообразующей композиций и продавливание их в пласт, уточняют распространение продуктивных толщин пласта по площади залежи, определяют приемистость нагнетательных скважин, допустимое давление на эксплуатационную колонну, закачку начинают с высокоприемистых нагнетательных скважин, в качестве гелеобразующей композиции закачивают полимерную композицию оторочками начиная с концентрации полимера 0,1-0,5 мас.% до увеличения давления закачки на 5-10%, вторую оторочку закачивают при концентрации полимера 0,5-2,0 мас.% до увеличения давления закачки на 10-20%, в качестве осадкообразующей композиции используют щелочные реагенты или щелочно-полимерную композицию в присутствии минерализованной воды, осадкообразующую композицию закачивают в соотношении к гелеобразующей композиции от 1:1 до 1:3 до увеличения давления закачки на 30-90%, затем продавливают в пласт минерализованной водой плотностью 1,0-1,2 г/см в количестве 1-3 объемов ствола скважины, после этого производят технологическую выдержку в течение 1-3 суток. Причем для высокоприемистых скважин в гелеобразующую композицию дополнительно вводят наполнитель в количестве 5-30 мас.%, в качестве наполнителя используют, например, сломель, или глинопорошок, или мел, или древесную муку, закачку гелеобразующей композиции в пласт осуществляют при одновременной подаче полимера в виде суспензии и водного раствора сшивателя, для закачки осадкообразующей композиции используют минерализованную сточную воду плотностью 1,01-1,2 г/см, гелеобразующую и осадкообразующую композиции закачивают в объеме, равном объему трещин и каверн. 4 з.п. ф-лы, 2 табл.
Реферат Свернуть Развернуть

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к разработке нефтяных месторождений, сложенных мощной толщей трещинных и трещинно-кавернозных водонасыщенных карбонатных пластов, осложненных низкими коллекторскими свойствами пласта, высокой вязкостью нефти, а также может найти применение при разработке терригенных пластов.

Известен способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных и ограничения водопритоков в добывающих скважинах, включающий закачку в пласт изолирующего состава на основе полимеров, сшивателя и воды (пат. РФ №2169258, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.06.2001 г., бюл. №17). Изолирующий состав до гелеобразования продавливают в пласт на расстояние, обеспечивающее исключение влияния депрессии на гель до безопасного уровня. Однако способ недостаточно эффективен при разработке водонасыщенных, неоднородных по проницаемости карбонатных пластов.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий последовательную закачку в пласт гелеобразующей и осадкообразующей композиций и продавливание в пласт (а.с. СССР №1595063, Е21В 43/22, опубл. 10.10.1996 г.). Перед закачкой гелеобразующей композиции и после закачки осадкообразующей в пласт закачивают растворитель. В качестве растворителя используют пропан, бутан, смесь легких углеводородов, которые в пластовых условиях находятся в жидком состоянии. Растворитель смешивается с нефтью и вытесняет образующуюся смесь к добывающим скважинам. Одновременно за счет капиллярных явлений происходит впитывание растворителя в блоки пород, снижается вязкость пластовой углеводородной жидкости и увеличивается насыщенность его порового объема.

Гелеобразующую композицию следующего состава, мас.%: жидкое стекло 2,0-10,0; гипан 0,5-2,5; нитролигнин 2,0-7,0; вода - остальное, непрерывно закачивают оторочками в объеме, равном объему трещин, причем время начала гелеобразования у последующей порции меньше, чем у предыдущей, а вязкость последующей порции больше, чем у предыдущей. Останавливают скважину на трое суток на время гелеобразования. В качестве осадкообразующей композиции используют растворы едкого натра или едкого кали. Оторочка щелочного раствора выполняет функцию деблокирующего агента, предупреждает преждевременный прорыв закачиваемого следом углеводородного растворителя по отдельным избирательным путям и тем самым способствует равномерному продвижению фронта вытеснения.

Способ позволяет увеличить степень охвата пласта воздействием и обеспечить равномерность фронта вытеснения углеводородов из трещиноватых коллекторов.

Недостатком является то, что закачка растворителя приводит к внутрипластовой деасфальтизации нефти, увеличивает пожаро- и взрывоопасность при проведении промысловых работ, особенно в летнее время. Также недостатком является низкая технологичность способа, малоэффективная водоизоляция трещиновато-порового коллектора карбонатного пласта, обусловленная невысокой прочностью гелеобразующей композиции.

Технической задачей является увеличение нефтеотдачи за счет повышения остаточного фактора сопротивления, прочности гелеобразующего слоя, образования барьера, обладающего повышенными структурными свойствами при одновременном сохранении проницаемости низкопроницаемых пропластков, а также упрощение технологии и повышение технологичности способа разработки нефтяной залежи за счет возможности контроля за технологическим процессом, сокращение материальных и трудовых затрат и снижение пожаро- и взрывоопасности.

Поставленная задача решается способом разработки нефтяной залежи, включающим последовательную закачку в пласт гелеобразующей, осадкообразующей композиций и продавливание их в пласт.

Новым является то, что уточняют распространение продуктивных толщин пласта по площади залежи, определяют приемистость нагнетательных скважин, допустимое давление на эксплуатационную колонну, закачку начинают с высокоприемистых нагнетательных скважин, в качестве гелеобразующей композиции закачивают полимерную композицию, указанную композицию закачивают оторочками начиная с концентрации полимера 0,1-0,5 мас.% до увеличения давления закачки на 5-10%, вторую оторочку закачивают при концентрации полимера 0.5-2,0 мас.% до увеличения давления закачки на 10-20%, в качестве осадкообразующей композиции используют щелочные реагенты или щелочно-полимерную композицию в присутствии минерализованной воды, осадкообразующую композицию закачивают в соотношении к гелеобразующей композиции от 1:1 до 1:3 до увеличения давления закачки на 30-90%, затем продавливают в пласт минерализованной водой плотностью 1,0-1,2 г/см3 в количестве 1-3 объемов ствола скважины, после этого производят технологическую выдержку в течение 1-3 суток.

Также новым является то, что для высокоприемистых скважин в гелеобразующую композицию дополнительно вводят наполнитель в количестве 5-30 мас.%, а в качестве наполнителя используют, например, сломель, или глинопорошок, или мел, или древесную муку.

Также новым является то, что закачку гелеобразующей композиции в пласт осуществляют при одновременной подаче полимера в виде суспензии и водного раствора сшивателя.

Также новым является то, что для закачки осадкообразующей композиции используют минерализованную сточную воду плотностью 1,01-1,2 г/см3.

Также новым является то, что гелеобразующую и осадкообразующую композиции закачивают в объеме, равном объему трещин и каверн.

Эффективность предлагаемого способа обусловлена следующим. При разработке нефтяной залежи, представленной трещиновато-пористым коллектором карбонатного пласта, выполняют геофизические и гидрогеологические исследования, уточняют распространение продуктивных толщин пласта по площади залежи, определяют приемистость нагнетательных скважин, допустимое давление на эксплуатационную колонну. Определяют объем закачиваемых композиций в зависимости от объема порового пространства. Закачку гелеобразующей и осадкообразующей композиций осуществляют в объеме, равном объему трещин и каверн. Закачку начинают с высокоприемистых нагнетательных скважин при минимальном давлении закачки. В качестве гелеобразующей композиции используют полимерную композицию со сшивателем, например:

1 состав: полиакриламид 0,1-2,0%, ацетат хрома 0,03-0,5%, вода остальное;

2 состав: полиакриламид 0,05-1,0%, натрий карбоксиметилцеллюлоза 0,05-1,5%, ацетат хрома 0,03-0,5%, вода остальное;

3 состав: водорастворимый полимер 0,1-2,0%, гидроксид натрия 1,0-5,0%, олигомер 2,0-90,0%, вода остальное.

Закачку гелеобразующей композиции в пласт осуществляют при одновременной подаче полимера в виде суспензии и водного раствора сшивателя. Указанную композицию закачивают двумя оторочками, начиная с концентрации водорастворимого полимера в первой оторочке 0,1-0,5 мас.%. Давление закачки фиксируют по манометру, установленному на устье скважины. Изменение давления определяют в интервале от начального до допустимого давления на эксплуатационную колонну. Рост давления показывает увеличение сопротивления движения жидкости в пласте. При увеличении давления закачки на 5-10% начинают закачку второй оторочки с концентрацией полимера 0,5-2,0 мас.%. Рекомендуемая закачка оторочек гелеобразующей композиции заполняет трещины и каверны пласта, исключает потерю времени на гелеобразование, образует прочный гель, не разрушающийся при длительном механическом воздействии, в отличие от хрупких щелочных силикатных гелей, распадающихся на осадок и воду. Для скважин с приемистостью не менее 400 м3/сут гелеобразующая композиция дополнительно содержит наполнитель в количестве 5-30 мас.%, а в качестве наполнителя используют, например, сломель, или глинопорошок, или мел, или древесную муку. При увеличении давления закачки на 10-20% начинают закачку осадкообразующей композиции, в качестве которой используют щелочные реагенты или щелочно-полимерную композицию в присутствии минерализованной воды плотностью 1,01-1,2 г/см3. Рекомендуемые осадкообразующие композиции в интервале взаимодействия с гелеобразующей композицией дополнительно выполняют функцию наполнителя, способствуя дополнительному структурированию и упрочнению геля. Последовательная закачка гелеобразующей и осадкообразующей композиций способствует формированию закрепляющего барьера на границе двух композиций, увеличивает адгезию с породой карбонатного пласта. Одновременно указанная композиция обладает нефтевытесняющими свойствами при одновременном сохранении проницаемости низкопроницаемых пропластков. Осадкообразующую композицию закачивают в соотношении к гелеобразующей композиции от 1:1 до 1:3 до увеличения давления закачки на 30-90% в зависимости от проницаемости, пористости карбонатного пласта. Затем продавливают указанные композиции в пласт минерализованной водой плотностью 1,0-1,2 г/см3 в количестве 1-3 объемов ствола скважины, после чего производят технологическую выдержку в течение 1-3 суток, для того чтобы в пласте окончательно сформировался закрепляющий барьер, и пускают скважину в работу. В результате увеличивается охват пласта заводнением и повышается коэффициент нефтеотдачи пласта. Под контролем за давлением закачки выбирают закачиваемую композицию. Гелеобразующие и осадкообразующие композиции, предлагаемые в данном способе разработки нефтяной залежи, отличаются простотой приготовления, использования, доступностью. В промысловых условиях способ реализуется с применением установки для приготовления, дозирования и закачки технологических растворов в скважину.

В качестве водорастворимых полимеров используют:

- водный раствор полиакриламида (ПАА), например DP9-8177 германского производства (MSDS №2848), а также полиакриламиды американского, японского и отечественного производства;

- натрий карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) - ТУ 2231-002-50277563-2000;

- полиэтиленоксид с молекулярной массой (1,5-10)·106.

В качестве олигомера используют:

- ацетоноформальдегидную смолу марки АЦФ-75 по ТУ 2228-006-48090685-2002, представляющей однородную жидкость от светлого до коричневого цвета.

В качестве водного раствора сшивателя используют ацетат хрома или гидроксид натрия (ГОСТ 2263-79).

В качестве щелочных реагентов используют стекло натриевое жидкое, в том числе и по ГОСТ 13078-81, или водорастворимый порошок силиката натрия, например, по ТУ 2145-015-13002578-94, или водные растворы силикатов натрия, или отработанный каустик, или гидроксид натрия (ГОСТ 2263-79).

В качестве щелочно-полимерной композиции применяют состав, включающий щелочной реагент, полимер и минерализованную сточную воду при следующем соотношении компонентов, мас.%: щелочной реагент 0,5-1,5; полимер 0,01-1,0; остальное вода.

В качестве минерализованной сточной воды используют сточную воду плотностью 1,01-1,2 г/см3.

Анализ отобранной патентной и научно-технической информации не позволил выявить техническое решение, аналогичное заявленному, выполняющему поставленную задачу при повышении нефтеотдачи нефтяной залежи, что соответствует критериям "новизна" и "изобретательский уровень".

Для определения оптимальной концентрации и последовательности закачки композиций, оценки эффективности повышения нефтеотдачи трещинных и трещиннокавернозных водонасыщенных карбонатных пластов проведены испытания в лабораторных условиях. Испытания известного и предлагаемого способов проводились на линейных моделях, заполненных мелопесчаной смесью, имитируя трещиноватость пласта (длиной 50 см, площадью поперечного сечения 6,4 см2). Подбором величины зерен кварцевого песка создавали необходимую проницаемость каналов модели пласта.

Исследования проводили в следующей последовательности:

- после вакуумирования модель последовательно насыщали минерализованной водой и нефтью Ромашкинского месторождения. Характеристика использованной нефти: плотность 0,815-0,895 г/см3, вязкость от 7 до 45 мПа·с. Определяли следующие параметры: поровый объем, начальные водонасыщенность, проницаемость по воде и нефтенасыщенность;

- проводилось вытеснение нефти минерализованной водой плотностью 1,0-1,2 г/см3 с замером на выходе объемов нефти и воды. Первичное вытеснение водой проводилось до общей обводненности нефти на выходе 100%;

- в модель закачивали последовательно оторочки гелеобразующей композиции (1 состав, или 2 состав, или 3 состав) и осадкообразующую композицию в количестве, равном объему трещин и каверн. Гелеобразующую композицию закачивали при одновременной подаче полимера в виде суспензии и водного раствора сшивателя. Соотношение осадкообразующей композиции и гелеобразующей составляло от 1:1 до 1:3. Фиксировали давление закачки. Начальное давление закачки 0,05 МПа, допустимое давление 0,2 МПа. Первую оторочку гелеобразующей композиции закачивали до увеличения давления на 10% (до 0,065 МПа), вторую - до увеличения давления на 20% (до 0,03 МПа), осадкообразующую композицию закачивали до увеличения давления на 90% (до 0,135 МПа). Продавливали в модель пласта минерализованной водой плотностью 1,2 г/см3. Модель выдерживали от 1 до 3 суток для полного гелеобразования, формирования барьера и завершения процесса адгезионного взаимодействия с породой. При высокой проницаемости модели пласта в гелеобразующую композицию дополнительно вводили наполнитель;

- после чего проводилось довытеснение нефти минерализованной водой путем закачки воды замером на выходе объемов нефти и воды.

Таким образом, моделировали процесс пуска скважин и добычи нефти из пласта после осуществления предлагаемого способа.

Динамическую вязкость композиций определяли на капиллярном вискозиметре ВПЖ-2. Время гелеобразования определялось интервалом времени от момента смешения компонентов до момента потери текучести композиции и образования объемной структуры геля. Структурно-механические свойства гелей оценивали значением сдвиговой прочности гелей при скорости сдвига 1,4 с-1, измерением на ротационном вискозиметре "Полимер РПЭ-1М". Результаты кинетики гелеобразования представлены в таблице 1.

Из представленных результатов видно, что сдвиговая прочность полученных гелей от первоначальной вязкости композиции увеличивается в 20-75 раз. Время гелеобразования при указанных концентрациях композиции составляет от 0,125 часов до 3 суток, что позволяет проводить закачку композиций в скважину быстро, тем самым значительно снижая затраты на проведение технологического процесса.

Адгезионные характеристики определяли по характеру разрушения образцов модели пласта. При разрушении образцов предлагаемых композиций сохраняется структура сшитого геля и остается прочно сцепленной с моделью пласта. Состав по прототипу не образует связанную структуру с моделью пласта, что дает возможность судить об увеличении адгезии с породой карбонатного пласта закачиваемых композиций.

В качестве нефтевытесняющего параметра использовали коэффициент вытеснения нефти слоисто-неоднородной пористой среды после первичного вытеснения нефти водой и конечный - после закачки гелеобразующей и осадкообразующей композиций.

Результаты фильтрационного исследования приведены в таблице 2.

Анализ полученных результатов исследований проведен на примере основного фильтрационного параметра - остаточного фактора сопротивления (ОФС), который характеризует фильтрационное сопротивление при фильтрации воды после закачки гелеобразующей и осадкообразующей композиций по сравнению с начальным фильтрационным сопротивлением при фильтрации воды перед закачкой композиции.

Как видно из таблицы 2 ОФС по предлагаемому способу разработки на неоднородных по проницаемости пористых средах возрастает в 16 раз по сравнению с прототипом. Коэффициент нефтеизвлечения увеличивается в два раза.

Таким образом, предлагаемый способ разработки нефтяной залежи позволяет увеличить нефтеотдачу изменением и выравниванием фильтрационных потоков в трещинно-кавернозных водонасыщенных карбонатных пластах за счет повышения остаточного фактора сопротивления прочности гелеобразующего слоя, дополнительного структурирования закрепляющего барьера, при одновременном сохранении проницаемости низкопроницаемых пропластков. Способ прост в осуществлении, технологичен за счет возможности контроля за технологическим процессом, позволяет сократить материальные и трудовые затраты, а также снизить пожаро- и взрывоопасность.

Таблица 1
Гелеобразующая композиция, мас.%Начальная вязкость, мПа сВремя гелеобразования, сутСдвиговая прочность, Па
Последовательность закачкиВодорастворимый полимерСшивательНаполнительВода
ПААКМЦ-1Ацетоноформальдегидная смолаАцетат хромаГидроксид натрияСломельГлинопорошок
10,5--0,06---99,4412,03248
20,50,06---99,4420,03320
10,4--0,06---99,5418,02420
21,00,06---98,9425,02510
10,1--0,06-5,0-94,8415,01430
22,00,2-5,0-92,8028,711800
10,3--0,06--5,094,6418,03480
20,50,06--5,094,4425,63520
10,11,0-0,06---98,8418,03980
22,01,0-0,2---96,8024,52,51670
10,41,0-0,06---98,5411,031000
21,01,0-0,06---97,9428,031800
10,31,0-0,06-5,0-93,6418,91,51120
20,51,0-0,06-5,0-93,4425,01,52000
10,51,0-0,06--5,093,4419,011150
20,51,0-0,06--5,093,4426,012100
10,1-2-2,0-5,090,98,00,25260
22,022,094,012,00,21980
10,4-5-2,0--92,625,00,211050
21,052,092,028,00,151300
10,5-10-5,0--84,525,00,151800
20,6105,084,428,00,1252100

Таблица 2
№ ппПоровый объем, см3Начальная проницаемость по воде, мкм2Начальная нефтенасыщенность, см3Способ разработкиСоотношение композиций осадкообразующей: гелеобразующейКонечная проницаемость по воде, мкм2Прирост коэффициента нефтеизвлечения, %Остаточный фактор сопротивления, Rост
11501590Закачка 1 состава с конц. полимера 0,1%,1:30,27,8175,0
закачка 1 состава с конц. полимера 0,5%,
закачка гидроксида натрия
21501484Закачка 1 состава с конц. полимера 0,35%,1:20,094,8156,0
закачка 1 состава с конц. полимера 0,6%,
закачка щелочно-полимерной композиции
31501486Закачка 1 состава с конц. полимера 0,4%,1:10,0565,2248
закачка 1 состава с конц. полимера 1,5%
с наполнителем,
закачка жидкого стекла
41905868Закачка 2 состава с конц. полимера 0,5%,1:30,115,95527,0
закачка 2 состава с конц. полимера 2,0%,
закачка щелочно-полимерной композиции
51500,6194Закачка 2 состава с конц. полимера 0,3%,1:20,0997,5635,0
закачка 2 состава с конц. полимера 1,0%,
закачка жидкого стекла
615015,080Закачка 2 состава с конц. полимера 0,1%,1:10,094,75167,0
закачка 2 состава с конц. полимера 0,6%,
с наполнителем
закачка гидроксида натрия
71601686Закачка 3 состава с конц. полимера 0,1%,1:30,146,3489,0
закачка 3 состава с конц. полимера 0,5%,
закачка гидроксида натрия
815014,084Закачка 3 состава с конц. полимера 0,4%,1:20,037,3750,0
закачка 3 состава с конц. полимера 1,0%,
закачка щелочно-полимерной композиции
91505,890Закачка по прототипу-3,53,345,6
1015314,082Закачка по прототипу-6.73,910,2
1118652,167Закачка по прототипу-33,42,530,1

1.Способразработкинефтянойзалежи,включающийпоследовательнуюзакачкувпластгелеобразующей,осадкообразующейкомпозицийипродавливаниеихвпласт,отличающийсятем,чтоуточняютраспространениепродуктивныхтолщинпластапоплощадизалежи,определяютприемистостьнагнетательныхскважин,допустимоедавлениенаэксплуатационнуюколонну,закачкуначинаютсвысокоприемистыхнагнетательныхскважин,вкачествегелеобразующейкомпозициизакачиваютполимернуюкомпозицию,указаннуюкомпозициюзакачиваютоторочкаминачинаясконцентрацииполимера0,1-0,5мас.%доувеличениядавлениязакачкина5-10%,вторуюоторочкузакачиваютприконцентрацииполимера0,5-2,0мас.%доувеличениядавлениязакачкина10-20%,вкачествеосадкообразующейкомпозициииспользуютщелочныереагентыилищелочно-полимерныекомпозициивприсутствииминерализованнойводы,осадкообразующуюкомпозициюзакачиваютвсоотношениикгелеобразующейкомпозицииот1:1до1:3доувеличениядавлениязакачкина30-90%,затемпродавливаютвпластминерализованнойводойплотностью1,0-1,2г/смвколичестве1-3объемовстволаскважины,послеэтогопроизводяттехнологическуювыдержкувтечение1-3суток.12.Способпоп.1,отличающийсятем,чтодлявысокоприемистыхскважинвгелеобразующуюкомпозициюдополнительновводятнаполнительвколичестве5-30мас.%,авкачественаполнителяиспользуют,например,сломельилиглинопорошок,илимел,илидревеснуюмуку.23.Способпоп.1,отличающийсятем,чтозакачкугелеобразующейкомпозициивпластосуществляютприодновременнойподачеполимераввидесуспензиииводногорастворасшивателя.34.Способпоп.1,отличающийсятем,чтодлязакачкиосадкообразующейкомпозициииспользуютминерализованнуюсточнуюводуплотностью1,01-1,2г/см.45.Способпоп.1,отличающийсятем,чтогелеобразующуюиосадкообразующуюкомпозициизакачиваютвобъеме,равномобъемутрещиникаверн.5

Источник поступления информации: Роспатент

Показаны записи 1-10 из 522.
10.01.2013
№216.012.1950

Способ разработки месторождения сверхвязкой нефти

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой и битумной нефти. Технический результат - повышение эффективности разработки месторождения сверхвязкой нефти за счет повышения точности определения текущего размера паровой камеры...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002471972
Дата охранного документа: 10.01.2013
20.01.2013
№216.012.1d08

Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способу гидравлического разрыва в горизонтальных стволах скважин продуктивных пластов. Задачей изобретения является повышение эффективности проведения гидравлического разрыва пород - ГРП. Сущность изобретения: способ...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002472926
Дата охранного документа: 20.01.2013
27.01.2013
№216.012.1ec0

Концевой делитель фаз

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разделении нефтяной эмульсии на объектах нефтедобычи, транспортировки и подготовки нефти. Концевой делитель фаз включает отсек ввода, отстойный отсек, отсек отвода нефти и отсек отвода воды. Между отсеком ввода и...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002473373
Дата охранного документа: 27.01.2013
27.01.2013
№216.012.205b

Способ эксплуатации скважины

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважин, снабженных электроцентробежными насосами. Обеспечивает возможность ликвидации солеотложений и облегчения запуска электроцентробежного насоса после его остановки. Сущность изобретения: по способу...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002473784
Дата охранного документа: 27.01.2013
27.01.2013
№216.012.205f

Способ перфорации скважины

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при перфорации скважин кумулятивной перфорацией. При перфорации скважины после спуска перфоратора в скважину его закрепляют с невозможностью поворота и смещения. Проведение перфорации выполняют в закрепленном состоянии....
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002473788
Дата охранного документа: 27.01.2013
27.01.2013
№216.012.2064

Способ разработки нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи за счет увеличения охвата залежи воздействием. Сущность изобретения: по способу на залежи проводят размещение добывающих скважин по треугольной...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002473793
Дата охранного документа: 27.01.2013
27.01.2013
№216.012.2065

Способ разработки нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: по способу при разработке нефтяной залежи ведут закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002473794
Дата охранного документа: 27.01.2013
27.01.2013
№216.012.2067

Способ разработки залежи сверхвязкой нефти в послойно-неоднородном коллекторе с частичной вертикальной сообщаемостью

Изобретение относится к разработке залежи сверхвязкой нефти с применением тепла, сложенной многопластовым послойно-неоднородным коллектором с частичной вертикальной сообщаемостью. Технический результат - увеличение площади прогрева залежи, сокращение сроков разработки продуктивного...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002473796
Дата охранного документа: 27.01.2013
27.01.2013
№216.012.2069

Способ гидравлического разрыва пласта в скважине

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение для повышения производительности как вновь вводимых, так и действующих добывающих и нагнетательных скважин. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет увеличения радиуса дренирования скважины. Сущность...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002473798
Дата охранного документа: 27.01.2013
10.02.2013
№216.012.23cd

Способ строительства скважины

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве скважины. Способ строительства скважины включает бурение ствола скважины, постановку цементного моста в зоне осыпания породы, проведение технологической выдержки на схватывание цемента, разбуривание...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002474667
Дата охранного документа: 10.02.2013
Показаны записи 1-10 из 402.
27.01.2013
№216.012.205f

Способ перфорации скважины

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при перфорации скважин кумулятивной перфорацией. При перфорации скважины после спуска перфоратора в скважину его закрепляют с невозможностью поворота и смещения. Проведение перфорации выполняют в закрепленном состоянии....
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002473788
Дата охранного документа: 27.01.2013
27.01.2013
№216.012.2064

Способ разработки нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи за счет увеличения охвата залежи воздействием. Сущность изобретения: по способу на залежи проводят размещение добывающих скважин по треугольной...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002473793
Дата охранного документа: 27.01.2013
27.01.2013
№216.012.2065

Способ разработки нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: по способу при разработке нефтяной залежи ведут закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002473794
Дата охранного документа: 27.01.2013
10.02.2013
№216.012.23cf

Способ проводки ствола скважины через глинистые неустойчивые горные породы

Изобретение относится к области бурения наклонно-направленных и горизонтальных стволов нефтяных и газовых скважин на девонские отложения. При проводке ствола скважины через глинистые неустойчивые горные породы выполняют проходку вертикального участка. Проходку участка начального искривления...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002474669
Дата охранного документа: 10.02.2013
10.02.2013
№216.012.23d6

Способ разработки многопластового нефтяного месторождения

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи. Обеспечивает повышение нефтеотдачи месторождения. Сущность изобретения: по способу при разработке многопластового нефтяного месторождения ведут отбор нефти через добывающие...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002474676
Дата охранного документа: 10.02.2013
10.02.2013
№216.012.23d7

Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к области разработки нефтяных залежей горизонтальными скважинами. Обеспечивает увеличение нефтеизвлечения, расширение области применения горизонтальных скважин с восходящими ответвлениями при различных условиях разработки залежей....
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002474677
Дата охранного документа: 10.02.2013
10.02.2013
№216.012.23d8

Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к области разработки нефтяных залежей горизонтальными скважинами. Обеспечивает увеличение нефтеизвлечения, расширение области применения горизонтальных скважин с восходящими ответвлениями при различных условиях разработки залежей....
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002474678
Дата охранного документа: 10.02.2013
10.02.2013
№216.012.23d9

Способ разработки нефтяной залежи с порово-кавернозно-трещиноватым коллектором

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с порово-кавернозно-трещиноватым карбонатным коллектором. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: по способу проводят вскрытие продуктивного пласта бурением пилотного...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002474679
Дата охранного документа: 10.02.2013
20.02.2013
№216.012.2784

Способ извлечения высоковязких нефтей и природных битумов из залежи

Изобретение относится к области добычи нефти, к способам разработки месторождений высоковязких нефтей или природных битумов горизонтальными скважинами с использованием углеводородных растворителей, и может быть использовано при добыче тяжелых высоковязких нефтей и битумов. Обеспечивает...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002475636
Дата охранного документа: 20.02.2013
10.04.2013
№216.012.348b

Способ поиска залежи углеводородов на основе принципа пассивной адсорбции

Изобретение относится к области нефтяной геологии и может быть использовано для поиска газовых залежей. Сущность: ручным металлическим стержнем выполняют отверстия в почве. Размещают в полученных отверстиях сорберы-сборщики. Проводят технологическую выдержку для сорбции почвенно-грунтового...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002478994
Дата охранного документа: 10.04.2013

Похожие РИД в системе