×
29.11.2019
219.017.e77d

СПОСОБ ОЦЕНКИ ПРОФИЛЯ ФАЗОВОЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИНАХ

Вид РИД

Изобретение

Юридическая информация Свернуть Развернуть
Краткое описание РИД Свернуть Развернуть
Аннотация: Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и предназначено для определения проницаемости продуктивных интервалов, вскрывающих низкопроницаемые коллекторы. Технической результат заключается в получение глубинного профиля достоверных значений фазовых проницаемостей, пригодных для использования в гидродинамической модели пласта, по глубине исследуемого разреза в эксплуатационной скважине при сверхнизких проницаемостях коллекторов (в том числе при проницаемости толщин ниже 1 мД) и в обеспечении корреляции сигналов акустической эмиссии по разрезу скважины с распределением каналов фильтрации. Согласно способу предварительно по керновому материалу определяют распределение диаметров поровых каналов в исследуемом интервале. После чего исследуемую действующую скважину выводят на стабильный режим работы и проводят в исследуемом интервале вскрытого скважиной коллектора промыслово-геофизические измерения спектральным шумомером на режиме технологического отбора путем регистрации акустического сигнала на дискретных глубинах с шагом дискретности по глубине, выбираемым в зависимости от расчлененности разреза и требуемого разрешения получаемого профиля проницаемости, с заданным временем замера в каждой точке, затем в каждой точке измерения определяют амплитудно-частотную характеристику сигналов акустической эмиссии в заданном частотном диапазоне, выделяют в полученном амплитудно-частотном спектре пиковые частоты с привязкой к предварительно полученному распределению диаметров поровых каналов на керновом материале, после чего определяют значения фазовой проницаемости kj (мД) в каждой точке замера для каждого характерного диаметра поровых каналов по следующей формуле: где μ - вязкость [сП], n, ρ - настроечные параметры, выбираемые по принципу аналогий (близости оцениваемого образца керна к одной из изученных ранее керновых коллекций), F - частота, зарегистрированная прибором и привязанная к соответствующему диаметру пор [кГц], D - доминантный диаметр поровых каналов по результатам проведения ртутной порометрии [мкм]. Затем по полученным значениям проницаемости в каждой точке замера строят профиль фазовой проницаемости исследуемого интервала коллектора. 4 ил.
Реферат Свернуть Развернуть

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и предназначено для определения проницаемости продуктивных интервалов, вскрывающих низкопроницаемые коллекторы.

Для прогноза производительности скважин на месторождениях углеводородов, выбора способов извлечения и интенсификации притока нефти и газа необходимо иметь информацию о фильтрационных характеристиках каждого продуктивного интервала (групп толщин с близкими фациальными свойствами), вскрываемого и эксплуатируемого скважиной.

Знание профиля проницаемости (абсолютной или фазовой) каждого продуктивного пласта при одновременно-раздельной эксплуатации объектов позволяет с большей эффективностью проводить разработку месторождения, добиваясь равномерного вытеснения углеводородов при заводнении толщин с разной проницаемостью.

Известные методы геофизических исследований скважин (ГИС) и гидродинамических исследований скважин (ГДИС) по отдельности не могут быть использованы для корректного определения профиля проницаемости в эксплуатационных скважинах с ухудшенными фильтрационными и емкостными свойствами (ФЕС), который является важнейшей характеристикой для проведения адаптации гидродинамических 3D моделей.

Технология ГИС не дает корректных значений для неоднородных низкопроницаемых коллекторов (как правило, коэффициенты корреляций между параметрами ГИС и фазовой проницаемостью, определенной по петрофизическим исследованиям кернов - очень низкие), технологии ГДИС дают только усредненные показатели для всей эффективной гидродинамически связанной толщи коллекторов, при этом для достижения режима радиальной фильтрации (необходимого для оценки фазовой проницаемости) в пластах с низкими ФЕС требуется очень длительный период остановки добывающих скважин (десятки и даже сотни суток), а при насыщенности толщин пласта смесью флюидов - определить даже фазовую проницаемость (по нефти / воде / газу) затруднительно, т.к. для этого необходимы петрофизические связи относительных фазовых проницаемостей (ОФП) и корректные результаты оценки флюидонасыщенности толщин (что современными методами промыслово-геофизических исследований (ПГИ) получить сложно).

Известен способ определения фильтрационно-емкостных параметров нефтегазонасыщенных в эксплуатационной обсаженной перфорированной скважине, включающий эксплуатацию нагнетательных и добывающих скважин, проведение петрофизических исследований керна, а также геофизических и гидродинамических исследований скважин, построение корреляционных зависимостей соответствующих параметров по результатам этих исследований, гидропрослушивание, определение оптимальных режимов эксплуатации скважин и участвующих в процессе фильтрации нефтегазонасыщенных (работающих) толщин, причем гидродинамические исследования проводят на установившихся и неустановившихся режимах фильтрации, определяют базовые фильтрационно-емкостные параметры пластов и устанавливают для данного месторождения оптимальные забойные давления при отборе продукции и закачке реагента, переводят скважины на режим эксплуатации с оптимальными забойными давлениями, проводят гидропрослушивание при оптимальных забойных давлениях и определяют участвующую в фильтрации (работающую) между возмущающей и наблюдательной скважинами толщину пласта по приведенной математической зависимости (RU 2320869, 2006 г.).

К недостаткам данного способа относится возможность определения интегрального значения фазовой проницаемости для всей работающей эффективной гидродинамически связанной толщины объекта (в которую могут входить еще и толщины соседних пластов, если имеет место межпластовый переток), при соблюдении условия, что на момент исследования продуктивный пласт не начал обводняться.

Также известен способ определения проницаемости терригенных пород-коллекторов методом корреляций на основе эмпирических зависимостей значений абсолютной проницаемости по газу, определенных с помощью петрофизических керновых исследований, с интервальными оценками коэффициента пористости, определенного в отрытом стволе пробуренных скважин методами ГИС - например, по методу естественных электрических потенциалов (RU 2419111, 2009 г.).

Однако известный способ обеспечивает получение некорректной информации для низкопроницаемых (менее 1 мД) и неоднородных в фациальном плане коллекторов (имеют место крайне низкие коэффициенты корреляций таких зависимостей), в особенности, если пласт, вследствие обводнения, насыщен не чистой нефтью.

Также известен способ получения трехмерного распределения проницаемости пласта, заключающийся в определении на основе результатов гидродинамических исследований скважин, вскрывающих пласт, осредненных по разрезу значений текущей фазовой проницаемости, пересчет текущей фазовой проницаемости на первоначальную проницаемость по нефти в присутствии остаточной воды с учетом термобарических условий в пласте и информации об относительных фазовых проницаемостях для каждой исследованной скважины, вычисление неоднородной кривой первоначальной проницаемости по разрезу с учетом результатов геофизических исследований в открытом стволе и профилей притоков работающих фаз, корреляцию кривых и построение трехмерного распределения проницаемости (RU 2479714, 2011 г).

Описываемый способ обеспечивает получение профиля фазовой проницаемости по разрезу на основе построения «синтетических» кривых профилей проницаемости, получаемых по совместной обработке кривых ГИС и интегральных оценок ГДИС, где для определения фазовой проницаемости используется информация о фазовых профилях притока и функция Баклея-Леверетта.

Известный способ, обеспечивая получение профилей по глубине достоверных значений проницаемости, пригодных для использования в гидродинамической модели, некорректно работает при сверхнизких проницаемостях коллекторов.

Из известных технических решений наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемому результату является реализованный в патенте на изобретение «Постоянно эксцентрическом опробователь пластов» (RU 2324818, 2004 г.) способ оценки фазовой проницаемости по разрезу с помощью «точечного опробования» интервалов открытого (а в ряде случаев и обсаженного) ствола методом «гидродинамического каротажа» с использованием кабельных модульных динамических тестеров-пробоотборников (типа «MDT» или «CHDT»).

При отборе пробы флюида происходит запись кривой восстановления/падения давления, по результатам интерпретации которой в дальнейшем определяют проницаемость породы, подвижность флюида, а также пластовое давление. Посредством точечных замеров по глубине исследуемой скважины производится построение профиля фазовой проницаемости.

К недостаткам реализованного в опробователе пластов способа относятся следующие: также, как и при ГДИС - невозможно получить достаточную детализацию параметра проницаемости по разрезу пласта и скважины, присутствует возможность корректно оценить фазовую проницаемость лишь до начала момента обводнения продуктивных толщин, из-за относительно низкого радиуса исследования данным способом возможно получение «искаженной» фазовой проницаемости - по фильтрату бурового раствора (в зоне изменения фильтрационных свойств - в так называемой «скиновой» зоне), способ крайне дорог и трудоемок для условий эксплуатационных скважин.

Технической проблемой, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, является получение глубинного профиля достоверных значений фазовых проницаемостей, пригодных для использования в гидродинамической модели пласта, по глубине исследуемого разреза в эксплуатационной скважине при сверхнизких проницаемостях коллекторов (в том числе при проницаемости толщин ниже 1 мД).

Указанная проблема решается тем, что способе оценки профиля фазовой проницаемости в нефтяных и газовых эксплуатационных скважинах предварительно по керновому материалу определяют распределение диаметров поровых каналов в исследуемом интервале, после чего исследуемую действующую скважину выводят на стабильный режим работы и проводят в исследуемом интервале вскрытого скважиной коллектора промыслово-геофизические измерения спектральным шумомером на режиме технологического отбора путем регистрации акустического сигнала на дискретныхглубинах с шагом дискретности по глубине, выбираемом в зависимости от расчлененности разреза и требуемого разрешения получаемого профиля проницаемости, с заданным временем замера в каждой точке, затем в каждой точке измерения определяют амплитудно-частотную характеристику сигналов акустической эмиссии в заданном частотном диапазоне, выделяют в полученном амплитудно-частотном спектре пиковые частоты с привязкой к предварительно полученному распределению диаметров поровых каналов на керновом материале, после чего определяют значения фазовой проницаемости kj (мД) в каждой точке замера для каждого характерного диаметра поровых каналов по следующей формуле:

где:

μх - вязкость[сПз]

n, ρ - настроечные параметры, выбираемые по принципу аналогий (близости оцениваемого образца керна к одной из изученных ранее керновых коллекций),

F - частота, зарегистрированная прибором и привязанная к соответствующему диаметру пор [кГц]

D - доминантный диаметр поровых каналов по результатам проведения ртутной порометрии [мкм],

затем по полученным значениям проницаемости в каждой точке замера строят профиль фазовой проницаемости исследуемого интервала коллектора.

Достигаемый технический результат заключается в обеспечении корреляции сигналов акустической эмиссии по разрезу скважины с распределением каналов фильтрации.

Способ осуществляют следующим образом.

Предварительно определяют распределение диаметров поровых каналов в исследуемом интервале на основе анализа образцов кернового материала по стандартной методике. Исследования могут быть выполнены по образцам, полученным в соседней (ближайшей) разведочной скважине.

Исследуемую действующую скважину выводят на стабильный режим работы с контролем соответствия параметров режима работы исследуемой эксплуатационной скважины (расход, депрессия) критериям технологического отбора (по необходимости вывод скважины на режим технологического отбора).

Затем проводят промыслово-геофизические измерения спектральным шумомером на режиме технологического отбора в исследуемом интервале, вскрытого скважиной (перфорированного) коллектора с использованием высокочувствительной аппаратуры спектральной шумометрии (динамический диапазон (чувствительность) - 80-100 дБ). Замер проводится по технологии регистрации акустического сигнала на дискретных глубинах hj, дискретность записи по глубине - 0.2-1 м (зависит от расчлененности разреза и требуемого разрешения получаемого профиля проницаемости), продолжительность измерения на точке зависит от технических характеристик геофизического прибора. Количество точек записи зависит от толщины исследуемого интервала.

В каждой точке измерения по глубине определяют амплитудно-частотную характеристику (АЧХ) сигналов акустической эмиссии в информативном частотном диапазоне.

После чего выделяют в полученном спектре АЧХ сигналов акустической эмиссии «пиковые» частоты Fi (кГц) и осуществляют их привязку к ранее полученным распределениям диаметров поровых каналов D1 на керновом материале (для общих фациальных тел коллектора). Распределение диаметров поровых каналов, как правило, получено по одному из стандартных петрофизических методов: ртутной порометрии, центрифугированием или с помощью электронной микроскопии.

Оценка параметра проницаемости kj (мД) для каждого характерного диаметра в каждой точке записи производится по формуле:

где:

μ - вязкость[сПз]

n, ρ - настроечные параметры, выбираются по принципу аналогий (близости оцениваемого образца керна к одной из изученных ранее авторами 6 керновых коллекций)

F - частота, зарегистрированная прибором и привязанная к соответствующему диаметру пор[кГц]

D - доминантный диаметр поровых каналов по результатам проведения ртутной порометрии[мкм].

После чего строят профиль фазовой проницаемости с использованием полученных расчетным способом значений проницаемости kj (мД) на известных глубинах в исследуемом интервале коллектора.

Ниже приведен пример конкретной реализации предлагаемого способа, который иллюстрируется фиг. 1-4, где на фиг. 1 представлена амплитудно-частотная характеристика шума, измеренного прибором на 5-ти глубинах замера, соответствующих продуктивных интервалам коллектора, на фиг. 2 приведены результаты исследования керна методом полупроницаемой мембраны, на фиг. 3 показана привязка пиковых частот фильтрации флюида к доминантным диаметрам поровых каналов, участвующих в фильтрации, на фиг. 4 представлен профиль проницаемости по глубине исследуемой скважины.

На скважине N произведены замеры глубинным прибором-регистратором акустического широкополосного шума.

Выделены продуктивные интервалы и зарегистрированы профили АЧХ на 5-ти фиксированных (в пределах коллектора) глубинах.

Построен график АЧХ для замеров скважинной шумометрией на данных глубинах (см. фиг. 1).

На представленной фиг. 1 зафиксированы четыре пиковые частоты: до 1 кГц, 3 кГц, 8 кГц и 13,4 кГц (выделены вертикальными линиями), общие для АЧХ, зафиксированных на 5 глубинах замера, соответственно, кривые 1, 2, 3, 4, 5.

Частоте до 1 кГц обычно соответствуют низкочастотные шумы в самом стволе скважины, вызванные вибрациями обсадной колонны, движением флюида и газа по стволу скважины.

Частоты 3 кГц и 8 кГц соответствуют шумам, производимым при турбулентной фильтрации флюида через поры в породе. Данным «пиковым» частотам соответствуют каналы фильтрации в породе порядка 30-50 и 5-10 мкм.

Кроме того, геометрическая структура крупных пор в образцах породы обычно такова, что между этими каналами образуются многочисленные «гантелевидные» перемычки меньшего (в 5-10 раз) диаметра, а при перетекании флюида из одной крупной поры в другую через такие сужения могут возникать дополнительные пульсации потока, которые могут значительно усиливать вклад в картину АЧХ на частотах, соответствующих более мелким порам. Это одна из причин, по которой амплитуда зафиксированных на фиг. 1 (но не турбулентных по природе) шумов на частоте 8 кГц превысила уровень шумов на частоте 3 кГц, где предполагается основная турбулентная фильтрация флюида.

Частота 13,4 кГц связана с резонированием самого измерительного прибора (т.е. с «побочным» эффектом измерения), так как иначе бы ей должна была соответствовать турбулентная фильтрация флюида в порах диаметром порядка 1 мкм, что практически невозможно, даже если имеет место активная капиллярная пропитка.

Предварительно на соответствующих образцах керна было получено долевое распределение пор по диаметрам, а также долевое распределение по участию пор в фильтрации флюида (фиг. 2).

Преобладающим диаметром пор в образце является диаметр в 6,5 мкм (см. кривую «а»), тем не менее по долевому участию в фильтрации преобладающим размером является 36,5 мкм (см. кривую «б»).

Таким образом, для дальнейших расчетов выбраны доминантные для данных образцов породы диаметры поровых каналов по долевому участию в фильтрации. Расчеты ниже проведены по АЧХ, замеренным на глубинах, для которых были подобраны образцы керна исследуемых коллекторов.

Численные значения частоты, замеренной прибором на глубинах залегания коллекторов и привязанные к ним значения диаметра поровых каналов приведены в таблице 1.

Привязка пиковых частот фильтрации флюида к доминантным диаметрам поровых каналов, участвующих в фильтрации отражена на фиг. 3.

По вышеприведенной формуле производится расчет проницаемости, где F- частота преимущественной фильтрации флюида через поры (по табл. 1), а D - преобладающий диаметр пор (по табл. 1). Вклад системы пор диаметром 6.5 мкм и меньше в суммарную проницаемость породы здесь существенно менее значительный, что хорошо иллюстрирует кривая «а» (долевое участие в фильтрации) на фиг. 2, поэтому может не учитываться в итоговом значении фазовой проницаемости.

Подобранные эмпирически коэффициенты из аналогичной по литологическому типу керновой коллекции составляют: ρ=2, n=3.

Вязкость флюида составляет 0.35 сПз.

По результатам расчетов kфаз на глубине проведенного исследования составляет 9,54 мД, что близко к результатам оценок абсолютной (по газу) проницаемости по петрофизическим лабораторным исследованиям образцов, а также примерно соответствует диапазону многочисленных измерений гидродинамическими способами (ГДИС). Таким же образом оценена фазовая проницаемость для остальных глубин замера (см. табл. 2) и построен профиль проницаемости по глубине исследуемой скважины (фиг. 4).

Таким образом, предлагаемый способ за счет обеспечения корреляции сигналов акустической эмиссии по разрезу скважины с распределением каналов фильтрации позволяет получить глубинный профиль исследуемого разреза в эксплуатационной скважине при сверхнизких проницаемостях коллекторов (в том числе при проницаемости толщин ниже 1 мД) на базе достоверных значений фазовых проницаемостей, пригодных для использования в гидродинамической модели пласта.


СПОСОБ ОЦЕНКИ ПРОФИЛЯ ФАЗОВОЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИНАХ
СПОСОБ ОЦЕНКИ ПРОФИЛЯ ФАЗОВОЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИНАХ
СПОСОБ ОЦЕНКИ ПРОФИЛЯ ФАЗОВОЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИНАХ
СПОСОБ ОЦЕНКИ ПРОФИЛЯ ФАЗОВОЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИНАХ
СПОСОБ ОЦЕНКИ ПРОФИЛЯ ФАЗОВОЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИНАХ
СПОСОБ ОЦЕНКИ ПРОФИЛЯ ФАЗОВОЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИНАХ
СПОСОБ ОЦЕНКИ ПРОФИЛЯ ФАЗОВОЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИНАХ
Источник поступления информации: Роспатент

Показаны записи 1-10 из 44.
16.02.2019
№219.016.bb0b

Способ вытеснения газа из выводимого в ремонт участка магистрального газопровода и система для его осуществления

Группа изобретений относится к области эксплуатации и ремонта действующих магистральных газопроводов и может быть использована для вытеснения газа из участка действующего газопровода перед выводом его в ремонт. В действующий магистральный газопровод через камеру запуска запассовывают...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002680014
Дата охранного документа: 14.02.2019
16.02.2019
№219.016.bb0f

Компрессорная установка

Изобретение относится к области компрессорных машин и может быть использовано при добыче нефти и газа на суше или на море, в том числе для реализации газлифтного метода для удаления воды из газовых скважин. Установка содержит рабочую камеру, выполненную в виде газожидкостного сепаратора,...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002680021
Дата охранного документа: 14.02.2019
16.02.2019
№219.016.bb11

Компрессорная установка

Изобретение относится к области компрессорных машин и может быть использовано при добыче нефти и газа. Установка содержит рабочие камеры высокого и низкого давления, выполненные в виде частично заполненных жидкостью подземных вертикальных емкостей с устьевыми головками. Всасывающий и...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002680028
Дата охранного документа: 14.02.2019
29.03.2019
№219.016.ecf2

Низкотемпературная пластичная смазка

Изобретение относится к созданию низкотемпературной пластичной смазки, которая может быть использована в механизмах различного назначения, работающих при температуре от минус 60°С. Сущность: низкотемпературная пластичная смазка содержит, мас.%: загуститель 11,0-15,0, антиокислитель аминного...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002682881
Дата охранного документа: 22.03.2019
29.05.2019
№219.017.624a

Установка для производства биотоплива

Изобретение относится к установке получения биотоплива из природных источников сырья. Установка для производства биотоплива характеризуется тем, что она содержит камеру предварительной обработки исходного сырья с установленными в ней мешалкой и источником светового излучения и с линиями ввода...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002689325
Дата охранного документа: 27.05.2019
31.05.2019
№219.017.71a4

Способ получения мембран для ультрафильтрации водных сред

Изобретение относится к мембранной технологии и может найти применение для очистки и разделения воды и водных растворов. Способ получения мембран для ультрафильтрации водных сред, заключающийся в том, что формование пористой полимерной мембраны осуществляют посредством использования...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002689595
Дата охранного документа: 28.05.2019
14.06.2019
№219.017.8314

Способ получения фильтрующего материала

Изобретение относится к области фильтрующих материалов для использования в пищевой, химической, фармацевтической отраслях промышленности и касается способа получения фильтрующего материала. Проводят диспергирование целлюлозосодержащего сырья в водном растворе щелочи, затем замораживания...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002691369
Дата охранного документа: 11.06.2019
20.06.2019
№219.017.8ca8

Способ получения композиции для ликвидации нефтеразливов

Изобретение относится к области охраны окружающей среды и может быть использовано для ликвидации нефтеразливов при добыче, транспортировке и хранении углеводородного сырья и продуктов его переработки. Способ получения композиции для ликвидации нефтеразливов включает контактирование твердого...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002691716
Дата охранного документа: 17.06.2019
26.06.2019
№219.017.9250

Способ получения радиационно-сшитого полимерного материала

Изобретение относится к способам получения полимерных материалов на основе целлюлозы путем прививки мономеров под действием ионизирующих излучений и может быть использовано при изготовлении упаковочных материалов, окрашенных синтетических и полусинтетических текстильных материалов. Способ...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002692388
Дата охранного документа: 24.06.2019
26.06.2019
№219.017.92d1

Способ получения целлюлозосодержащего геля

Изобретение относится к способам получения композиций в виде гелей, содержащих наноразмерную целлюлозу, и может быть использовано в целлюлозно-бумажной, текстильной, химической, пищевой отраслях промышленности. Способ получения целлюлозосодержащего геля, включающий кислотную и окислительную...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002692349
Дата охранного документа: 24.06.2019
Показаны записи 1-10 из 17.
27.01.2013
№216.012.206f

Способ гидродинамических исследований нагнетательных скважин

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть применено для проведения, интерпретации и анализа результатов промыслово-геофизических и гидродинамических исследований в нагнетательных скважинах. Способ включает проведение цикла закачки в нагнетательную скважину рабочей жидкости с постоянным...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002473804
Дата охранного документа: 27.01.2013
27.02.2013
№216.012.2b86

Способ определения фильтрационных параметров пласта

Изобретение относится технологиям нефтедобычи, а именно к способам проведения, интерпретации и анализа результатов гидродинамических исследований эксплуатационных скважин, оборудованных электрическими центробежными насосами. Техническим результатом является повышение достоверности определения...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002476669
Дата охранного документа: 27.02.2013
27.02.2013
№216.012.2b87

Способ определения фильтрационных свойств совместно работающих пластов (варианты)

Изобретение относится к технологиям нефтедобычи, а именно к способам мониторинга добычи и разработки совместно эксплуатируемых нефтяных пластов. Техническим результатом является повышение достоверности оценки индивидуальных фильтрационных свойств каждого из совместно эксплуатируемых нефтяных...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002476670
Дата охранного документа: 27.02.2013
20.04.2013
№216.012.3751

Способ получения трехмерного распределения проницаемости пласта

Изобретение относится к технологиям нефтедобычи, а именно к способам гидродинамического моделирования. Техническим результатом является получение профилей по глубине достоверных значений проницаемости, пригодных для использования в гидродинамической модели. Способ включает определение на основе...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002479714
Дата охранного документа: 20.04.2013
20.05.2013
№216.012.413d

Способ определения относительных фазовых проницаемостей пласта

Изобретение относится к технологиям нефтедобычи, а именно к способам гидродинамического моделирования залежей и проектирования на их основе разработки месторождений. Задачей изобретения является повышение надежности и объективности воспроизведения ОФП путем обеспечения возможности...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002482271
Дата охранного документа: 20.05.2013
20.08.2013
№216.012.60f2

Способ определения работающих интервалов и источников обводнения в горизонтальной нефтяной скважине

Изобретение относится к технологиям нефтедобычи, а именно к способам проведения, интерпретации и анализа результатов промыслово-геофизических исследований в горизонтальных скважинах. Технический результат направлен на повышение точности определения работающих интервалов и источников обводнения...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002490450
Дата охранного документа: 20.08.2013
20.02.2015
№216.013.27e6

Способ определения работающих интервалов пласта в горизонтальных скважинах

Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к технологиям промыслово-геофизических исследований добывающих эксплуатационных скважин. Технический результат направлен на повышение точности определения работающих интервалов пласта в горизонтальных скважинах. Способ заключается в одновременном...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002541671
Дата охранного документа: 20.02.2015
13.06.2019
№219.017.81ca

Способ добычи нефти или газа и устройство для его осуществления

Группа изобретений относится к области нефтегазодобычи из многопластовых скважин. Технический результат: устранение пластовых перетоков флюида, замена перетоков извлечением флюида из более слабых пластов, интенсификация добычи, удаление попутных газов. Сущность изобретения: между пластами...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002391493
Дата охранного документа: 10.06.2010
10.07.2019
№219.017.ace5

Способ мониторинга многопластовой скважины

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для мониторинга многопластовой скважины. Техническим результатом является повышение качества и безопасности многопластовой добычи в скважине путем выявления пластовых перетоков и их устранение до начала добычи в...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002387824
Дата охранного документа: 27.04.2010
13.07.2019
№219.017.b3a0

Устройство для добычи нефти и газа

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и используется для добычи нефти и газа из одной скважины как при однопластовой, так и при многопластовой добыче. Техническим результатом является уменьшение рабочего давления жидкости, подаваемой в каждый струйный насос, что повышает...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002398101
Дата охранного документа: 27.08.2010
+ добавить свой РИД