×
10.04.2019
219.017.035f

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 закачку в призабойную зону скважины фенолформальдегидной смолы и водного раствора соляной кислоты с последующей выдержкой до отверждения фенолформальдегидной смолы. 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 после закачивания фенолформальдегидной смолы в смеси с изопропиловым спиртом делают выдержку не менее 8 часов, все реагенты закачивают в объеме, достаточном для создания экрана в призабойной зоне с диаметром охвата не менее 1,8 метра, 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. Технический результат - повышение эффективности укрепления призабойной зоны скважины. 1 табл.

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

Известен способ закрепления пескопроявляющего пласта в скважине (а.св. SU №1633091, E21B 33/13. Опубл. 07.03.1991, Бюл. №9). Способ включает прогрев призабойной зоны пласта и закачивание в призабойную зону пласта нагретого до температуры не менее 90°C насыщенного водного раствора минеральной соли, имеющей разницу растворимости более 700 г/л в диапазоне температур от 20°C до 90°C. При охлаждении насыщенного раствора соли в призабойной зоне из него высаждаются кристаллы соли, которые укрепляют слабосцементированные пески.

Недостатком способа является то, что высаждение кристаллов соли и укрепление слабосцементированных песков происходит при остывании насыщенного раствора минеральной соли в призабойной зоне скважин, в высокотемпературных скважинах остывание раствора происходить не будет и, следовательно, способ не может быть применен. Кроме того, при использовании способа в скважинах, добывающих продукцию, содержащую воду, высажденные кристаллы соли будут растворяться водой, и эффект от применения способа будет непродолжительным.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ применения состава для укрепления слабосцементированного пористого пласта (Патент RU №2119041, E21B 33/138, E02D 3/12. Опубл. 20.09.1998). Способ предусматривает 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 фенолформальдегидные смолы нужно в течение двух суток нагнетать газ в призабойную зону, что усложняет процесс и приводит к росту затрат времени и средств.

Технической задачей предложения является повышение эффективности укрепления призабойной зоны скважины за счет увеличения прочности и проницаемости искусственно укрепленного эксплуатационного фильтра, а так же упрощение и удешевление способа за счет уменьшения количества используемых реагентов и исключения необходимости после закачивания смолы в течение двух суток нагнетать газ в призабойную зону.

Задача решается способом укрепления призабойной зоны скважины, включающим закачку в призабойную зону скважины фенолформальдегидной смолы и водного раствора соляной кислоты с последующей выдержкой до отверждения фенолформальдегидной смолы.

Новым является то, что 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 после закачивания фенолформальдегидной смолы в смеси с изопропиловым спиртом делают выдержку не менее 8 часов, все реагенты закачивают в объеме, достаточном для создания экрана в призабойной зоне с диаметром охвата не менее 1,8 метра, 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.

Способ реализуют следующим образом. В добывающую скважину, на которой имеется проблема выноса песка из призабойной зоны, закачивают изопропиловый спирт. После продавливания изопропилового спирта в призабойную зону скважину оставляют на реагирование не менее чем на 8 часов. В течение этого времени изопропиловый спирт растворяет в себе содержащуюся в призабойной зоне скважины воду. Далее в призабойную зону закачивают смесь, содержащую 90-95 об.% фенолформальдегидной смолы и 5-10 об.% изопропилового спирта. При этом закачанный ранее изопропиловый спирт с растворенной в нем водой оттесняется из призабойной зоны в глубину пласта. За счет удаления воды из призабойной зоны и предотвращения разбавления водой смеси фенолформальдегидной смолы с 5-10 об.% изопропилового спирта прочность отвердевшей смолы снижаться не будет. После закачивания смеси, содержащей 90-95 об.% фенолформальдегидной смолы и 5-10 об.% изопропилового спирта, в призабойную зону скважину оставляют не менее чем на 8 часов. В течение этого времени происходит распределение смеси фенолформальдегидной смолы и изопропилового спирта в призабойной зоне скважины, заполнение и пропитка поровых каналов. Далее в призабойную зону закачивают 12-24%-ный водный раствор соляной кислоты при максимально возможном расходе, не приводящем к росту давления закачивания выше допустимого давления на эксплуатационную колонну скважины и пласты, находящиеся в призабойной зоне скважины. Закачиваемый раствор соляной кислоты является отвердителем для фенолформальдегидной смолы. В процессе интенсивного закачивания раствора соляной кислоты происходит продавливание в глубину пласта основного объема смеси фенолформальдегидной смолы с изопропиловым спиртом, при этом за счет адгезии в местах соприкосновения минеральных зерен (песчинок) остается смола. Закачивание раствора соляной кислоты при максимальном расходе производят с целью предотвращения отверждения фенолформальдегидной смолы до выдавливания ее основного объема из призабойной зоны. Отверждение фенолформальдегидной смолы до выдавливания ее основного объема из призабойной зоны может привести к снижению коллекторских свойств продуктивного пласта. Рост давления закачивания выше допустимого давления на эксплуатационную колонну и пласты в процессе закачивания раствора соляной кислоты недопустим из-за опасности нарушения целостности труб и гидроразрыва пласта. Оставшаяся в местах соприкосновения минеральных зерен фенолформальдегидная смола отверждается под действием соляной кислоты в результате протекания реакции поликонденсации, чем достигается укрепление призабойной зоны пласта. После закачивания раствора соляной кислоты скважину оставляют на время отверждения смолы в течение 24-48 часов. Так как отверждение фенолформальдегидной смолы происходит только в местах соприкосновения минеральных зерен, после проведения работ сохраняется проницаемость призабойной зоны и образуется искусственно укрепленный эксплуатационный фильтр. После отверждения фенолформальдегидной смолы скважину свабируют для удаления из призабойной зоны непрореагировавшей соляной кислоты и пускают в эксплуатацию.

Использование в способе смеси фенолформальдегидной смолы с изопропиловым спиртом обусловлено необходимостью снижения вязкости исходной фенолформальдегидной смолы. При добавлении в фенолформальдегидную смолу 5-10 об.% изопропилового спирта происходит снижение условной вязкости смолы на 25-40%. При добавлении в фенолформальдегидную смолу менее 5 об.% изопропилового спирта вязкость снижается несущественно, при добавлении более 10 об.% изопропилового спирта снижается прочность отвердевшей смолы. Снижение вязкости облегчает процесс закачивания смолы в пласт и обеспечивает проникновение смолы, при наличии в призабойной зоне неоднородности, в пропластки как с высокой, так и с более низкой проницаемостью. Снижение вязкости также обеспечивает более благоприятные условия для вымывания смолы из призабойной зоны закачиваемым вслед водным раствором соляной кислоты. Разбавление фенолформальдегидной смолы изопропиловым спиртом можно производить заблаговременно до проведения работ на скважине. В этом случае добавление изопропилового спирта обеспечивает продление сроков хранения смолы. В условиях пониженных температур, например в зимний период времени, вязкость фенолформальдегидной смолы существенно увеличивается. Разбавление смолы спиртом и снижение ее вязкости в условиях пониженных температур позволяет без критического роста давления прокачивать ее по непрерывным гибким трубам (колтюбинг) с относительно малым диаметром, которые могут использоваться в процессе ремонта.

Объемы изопропилового спирта, смеси фенолформальдегидной смолы с изопропиловым спиртом и водного раствора соляной кислоты определяют расчетным путем, из условия заполнения каждым из указанных реагентов, в том числе смесью фенолформальдегидной смолы с изопропиловым спиртом, открытого порового пространства в призабойной зоне (создания экрана в призабойной зоне) с диаметром охвата не менее 1,8 метра. При уменьшении радиуса обработки прочность создаваемого искусственного эксплуатационного фильтра может быть недостаточна для выдерживания перепадов давления, существующих при эксплуатации скважины. Увеличение радиуса обработки нецелесообразно из-за роста затрат на используемые реагенты.

При использовании в предлагаемом способе кислоты с концентрацией менее 12% сроки отверждения фенолформальдегидной смолы увеличиваются и составляют более 48 часов, что приводит к продлению времени ремонта скважины и, соответственно, росту стоимости работ. При использовании кислоты с концентрацией более 24% сроки отверждения фенолформальдегидной смолы изменяются несущественно, кроме того, кислота с концентрацией более 24% может полностью не прореагировать, а остатки кислоты способны растворять естественный цемент, скрепляющий минеральные зерна коллектора, что усугубит проблему выноса песка из призабойной зоны.

Предлагаемый способ, в отличие от наиболее близкого аналога, не предусматривает нагнетание газа в призабойную зону в течение двух суток после закачивания смолы. При реализации предлагаемого способа, в отличие от наиболее близкого аналога, не используют оксиэтилированный алкилфенол и 4-Метил-4-фенил-1,3-диоксан, что исключает необходимость применения обычно не используемых в нефтепромысловой практике реагентов и сокращает количество используемых реагентов. Указанные отличия упрощают и удешевляют предлагаемый способ.

Изопропиловый спирт используют соответствующий ГОСТ 9805-84. Изопропиловый спирт представляет собой бесцветную прозрачную жидкость, не содержащую механических примесей, плотностью 814-819 кг/м3. Вместо изопропилового спирта возможно применение других спиртов, обладающих взаимной растворимостью с водой и фенолформальдегидной смолой.

Фенолформальдегидная смола производится по ТУ 2257-001-58948815-2003. Условная вязкость 20-120 с, массовая доля нелетучих веществ не менее 70,0%. Вместо смолы, производимой по указанному ТУ, возможно использование других подобных по свойствам фенолформальдегидных смол, удовлетворяющих требованиям ГОСТ 20907-75.

В качестве отвердителя применяют соляную кислоту по ТУ 2122-131-05807960-97.

Коллекторские свойства созданного по предлагаемому способу искусственно укрепленного эксплуатационного фильтра оценивают на модели пласта, аналогично прототипу. Модель пласта готовят путем набивки металлической трубки длиной 100 мм с внутренним диаметром 60 мм кварцевым песком фракций размером 0,3 и 0,5 мм. Первоначально через модель пласта, наполненную кварцевым песком, прокачивают минерализованную пластовую воду хлоркальциевого типа плотностью 1100 кг/м3. В процессе прокачивания производят замер расхода воды и по формуле Дарси определяют исходную проницаемость модели. Затем в модель пласта закачивают изопропиловый спирт до его появления на выходе модели пласта и оставляют модель на 8 часов для совмещения изопропилового спирта с водой в модели пласта. После этого в модель закачивают смесь, содержащую 90-95 об.% фенолформальдегидной смолы и 5-10 об.% изопропилового спирта (до появления на выходе модели пласта), и оставляют модель на 8 часов для пропитки песка. Далее выдавливают закаченную смесь из модели 15%-ным водным раствором соляной кислоты. После закачивания раствора соляной кислоты модель оставляют на время отверждения смолы в течение 24 часов. После этого через модель пласта вновь прокачивают минерализованную пластовую воду с определением проницаемости модели.

Исследования были многократно повторены, среднее значение полученных результатов в сравнении с наилучшими показателями составов, используемых по наиболее близкому аналогу, приведены в таблице.

Из результатов исследований следует, что снижение первоначальной проницаемости модели пласта при использовании заявляемого способа в среднем на 15% меньше, чем по прототипу, а, следовательно, при использовании на практике будут созданы лучшие условия для притока нефти.

После определения проницаемости моделей пласта искусственно укрепленный песок (керн) извлекают из металлической трубки и оценивают его прочностные свойства. Была определена величина прочности керна на сжатие с использованием машины для испытаний на изгиб и сжатие МИЦИС-300K по ТУ 26-7733.050-00. Результаты исследований (см. таблицу) свидетельствуют, что прочность на сжатие кернов, полученных по предлагаемому способу, уже через 24 часа приблизительно соответствует прочности кернов по прототипу через 48 часов. Через 48 часов прочность на сжатие кернов, полученных по предлагаемому способу, превышает прочность кернов по прототипу в среднем на 29%. Также была определена величина прочности на сжатие образца песка, скрепленного с использованием предлагаемого способа без предварительного осушения призабойной зоны изопропиловым спиртом. Результаты, приведенные в таблице, свидетельствуют, что предварительное прокачивание изопропилового спирта способствует увеличению прочности искусственно укрепленного эксплуатационного фильтра.

Также было установлено, что при выдержке менее 8 часов после закачивания изопропилового спирта и фенолформальдегидной смолы в смеси с изопропиловым спиртом прочность на сжатие полученных кернов не достигает величины 29,5 МПа. Следовательно, выдержка в течение не менее 8 часов после закачивания изопропилового спирта и после закачивания фенолформальдегидной смолы в смеси с изопропиловым спиртом является оптимальной и также способствует увеличению прочности искусственно укрепленного эксплуатационного фильтра. Повышение прочности искусственно укрепленного эксплуатационного фильтра обеспечивает более продолжительный эффект от использования способа, при этом может быть обеспечен рост добычи нефти за счет увеличения величины депрессии на продуктивный пласт, не приводящей к выносу песка.

Пример практического применения

Работы проводят в пескопроявляющей скважине с продуктивным пластом, вскрытым в интервале 1456-1457,2 м, и текущим забоем 1468 м. Интенсивность выноса механических примесей (песка) до проведения работ составляла 0,35% от объема добываемой жидкости. В скважину через насосно-компрессорные трубы закачивают и продавливают в пласт 1,5 м3 изопропилового спирта. После продавливания изопропилового спирта в пласт скважину оставляют на реагирование в течение 8 часов, в течение этого времени изопропиловый спирт растворяет в себе содержащуюся в призабойной зоне скважины воду. По истечении 8 часов в призабойную зону за изопропиловым спиртом через насосно-компрессорные трубы закачивают смесь 90% (1,35 м3) фенолформальдегидной смолы и 10% (0,15) м3 изопропилового спирта. Скважину оставляют в течение 8 часов для распределения смеси фенолформальдегидной смолы и изопропилового спирта в призабойной зоне скважины. Далее в призабойную зону через насосно-компрессорные трубы закачивают 2,0 м3 15%-ного водного раствора соляной кислоты. Закачивание производят цементировочным агрегатом ЦА-320М с диаметром сменных цилиндровых втулок насоса 127 мм, при работе на 3-й передаче и частоте вращения двигателя 1700 об/мин. После закачивания раствора соляной кислоты скважину оставляют на время отверждения смолы в течение 24 часов. После этого скважину свабируют для удаления из призабойной зоны не прореагировавшей соляной кислоты и пускают в эксплуатацию. В результате проведения работ интенсивность выноса песка составила 0,012% от объема добываемой жидкости.

Использование предлагаемого способа позволяет повысить эффективность укрепления призабойной зоны скважины за счет увеличения прочности искусственно укрепленного эксплуатационного фильтра на 29% и проницаемости на 15%, а также обеспечивает упрощение и удешевление способа за счет уменьшения количества используемых реагентов и исключения необходимости после закачивания смолы в течение двух суток нагнетать газ в призабойную зону.

Способ укрепления призабойной зоны скважины, включающий закачку в призабойную зону скважины фенолформальдегидной смолы и водного раствора соляной кислоты с последующей выдержкой до отверждения фенолформальдегидной смолы, отличающийся тем, что предварительно в призабойную зону нагнетают изопропиловый спирт, после изопропилового спирта закачивают фенолформальдегидную смолу в смеси с изопропиловым спиртом при соотношении компонентов, об.%: затем водный раствор соляной кислоты 12-24%-ной концентрации, после закачивания изопропилового спирта и после закачивания 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.
Источник поступления информации: Роспатент

Показаны записи 31-40 из 522.
27.05.2013
№216.012.44de

Способ разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений. Технический результат - отсутствие прорывов вытесняющего агента по трещинам, выполнение разветвленных стволов из горизонтальной скважины оптимальной длины, равномерное вытеснение добываемой продукции, повышение нефтеотдачи залежи....
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002483207
Дата охранного документа: 27.05.2013
27.05.2013
№216.012.44df

Способ последовательного освоения многообъектной скважины

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при освоении скважины, вскрывшей два продуктивных пласта. Обеспечивает возможность освоения скважины, вскрывшей два продуктивных пласта, без спускоподъемных операция для освоения второго пласта. Сущность изобретения:...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002483208
Дата охранного документа: 27.05.2013
27.05.2013
№216.012.44e2

Установка для внутрискважинной сепарации водогазонефтяной смеси от воды

Предлагаемое изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при отделении газонефтяной смеси от добываемой жидкости (воды) скважины-донора. Установка для внутрискважинной сепарации водогазонефтяной смеси от воды включает электропогружной насос, два ряда концентрично...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002483211
Дата охранного документа: 27.05.2013
20.06.2013
№216.012.4d10

Способ исследования скважины

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины. Техническим результатом является исследование добывающей скважины со спущенным неработоспособным штанговым глубинным насосом. Способ включает термометрию и гамма-каротаж скважины с записью...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002485310
Дата охранного документа: 20.06.2013
20.06.2013
№216.012.4e6e

Погружной электродвигатель с повышенным коэффициентом мощности

Изобретение относится к электротехнике и может быть использовано для привода погружного электронасоса для подъема жидкости из нефтяных скважин. Технический результат состоит в повышении коэффициета мощности. Погружной электродвигатель с повышенным коэффициентом мощности состоит из статора,...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002485660
Дата охранного документа: 20.06.2013
27.06.2013
№216.012.5103

Скважинный фильтр

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при фильтрации скважинной жидкости при добыче нефти. Устройство включает трубчатый корпус с резьбами на концах и с перфорационными отверстиями и металлический кожух в виде оболочки с перфорационными отверстиями в виде...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002486332
Дата охранного документа: 27.06.2013
27.06.2013
№216.012.5104

Способ разработки нефтяного месторождения

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяного многопластового месторождения. Обеспечивает увеличение нефтеотдачи залежи за счет более полного охвата пластов воздействием, вовлечения в разработку ранее не работавших продуктивных пластов....
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002486333
Дата охранного документа: 27.06.2013
27.06.2013
№216.012.5108

Способ определения продуктивности пласта в процессе бурения скважины

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении продуктивности пластов в процессе бурения скважин. Техническим результатом является повышение достоверности и оперативности определения продуктивности в процессе бурения скважины. Способ заключается в...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002486337
Дата охранного документа: 27.06.2013
10.07.2013
№216.012.5384

Устройство для гибки металлической трубы

Изобретение относится к обработке металлов давлением и может найти применение при гибке металлических труб, в частности для изготовления теплообменников. На станине имеется ось, на которой с возможностью вращения закреплен опорный ролик. На станине также закреплены оси, и неподвижно закреплен...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002486983
Дата охранного документа: 10.07.2013
10.07.2013
№216.012.547e

Способ разработки нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает повышение нефтеотдачи и снижение расходов на добычу нефти. Сущность изобретения: при разработке нефтяной залежи ведут отбор нефти через добывающие скважины в циклическом режиме...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002487233
Дата охранного документа: 10.07.2013
Показаны записи 31-40 из 165.
10.02.2014
№216.012.9efd

Способ изоляции поглощающих пластов

Предложение относится к ремонтно-изоляционным работам на скважинах нефтяных месторождений, в частности изоляции поглощающих пластов, способам восстановления крепи скважин. Способ изоляции поглощающих пластов включает спуск заливочных труб в интервал изоляции. Последовательно закачивают по...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002506409
Дата охранного документа: 10.02.2014
20.02.2014
№216.012.a2be

Способ изоляции зон водопритока в скважине

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции зон водопритока в скважине с применением кремнийорганических соединений, а также может использоваться для изоляции водопритока в добывающих скважинах. Способ изоляции зон водопритока в скважине включает...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002507377
Дата охранного документа: 20.02.2014
20.03.2014
№216.012.ac89

Способ разработки обводненного нефтяного месторождения

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, пласты которых представляют собой водонасыщенные и нефтенасыщенные зоны, разделенные непроницаемыми естественными пропластками, и предназначено для изоляции заколонных перетоков в скважинах между упомянутыми зонами пласта....
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002509884
Дата охранного документа: 20.03.2014
20.03.2014
№216.012.ac8a

Способ разработки обводненного нефтяного месторождения

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, пласты которых представляют собой водонасыщенные и нефтенасыщенные зоны, разделенные непроницаемыми естественными пропластками, и предназначено для изоляции заколонных перетоков в скважинах между упомянутыми зонами пласта....
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002509885
Дата охранного документа: 20.03.2014
27.03.2014
№216.012.aec1

Способ ремонта обсадной колонны в скважине с дефектным участком

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению герметичности обсадных колонн скважин. На устье скважины производят сборку инструмента в следующей последовательности снизу-вверх: универсальное вырезающее устройство УВУ, колонна утяжеленных бурильных труб,...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002510452
Дата охранного документа: 27.03.2014
20.04.2014
№216.012.baf2

Способ обработки призабойной зоны пласта

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта. В способе обработки призабойной зоны пласта разобщают пространство скважины выше и ниже интервала перфорации, закачивают в разобщенное пространство растворитель...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002513586
Дата охранного документа: 20.04.2014
20.05.2014
№216.012.c33c

Способ ремонта скважины с дефектным участком со смещением обсадной колонны

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к выправлению смятых и смещенных обсадных колонн в скважине и восстановлению их герметичности. При исследовании дефектного участка определяют диаметр d внутреннего сужения в интервале смещения дефектного участка обсадной...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002515739
Дата охранного документа: 20.05.2014
20.05.2014
№216.012.c33d

Способ заканчивания строительства паронагнетательной горизонтальной скважины

Изобретение относится к оборудованию фильтрами при заканчивании строительства паронагнетательных горизонтальных скважин. В процессе бурения горизонтальной скважины определяют фильтрационно-емкостные характеристики пласта и их изменение по стволу скважины, делят ствол на зоны, которые отличаются...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002515740
Дата охранного документа: 20.05.2014
20.05.2014
№216.012.c6df

Способ ремонта скважины при изоляции заколонных перетоков

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению крепления скважин при изоляции заколонных перетоков. Способ включает определение всей информации по дефектному участку обсадной колонны, его удаление. При наличии зумпфа не менее 5 м производят сборку...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002516670
Дата охранного документа: 20.05.2014
10.06.2014
№216.012.ce66

Устройство для вырезания участка обсадной колонны в скважине

Изобретение относится к области горной промышленности и может быть использовано для вырезания участка обсадной колонны в скважине. Устройство содержит корпус с пазами, шарнирно закрепленные в пазах корпуса выдвижные резцы, радиальные каналы, выполненные в корпусе в плоскости выдвижения резцов и...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002518609
Дата охранного документа: 10.06.2014
+ добавить свой РИД