×
04.02.2020
220.017.fd50

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ СВЕРХВЯЗКОЙ НЕФТИ С ГАЗОВОЙ ШАПКОЙ

Вид РИД

Изобретение

Юридическая информация Свернуть Развернуть
№ охранного документа
0002712904
Дата охранного документа
31.01.2020
Краткое описание РИД Свернуть Развернуть
Аннотация: Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – повышение эффективности извлечения нефти, исключение прорыва теплоносителя в газовые шапки, повышение эффективности закачки пара, повышение качества добываемой продукции, снижение паронефтяного отношения. В способе разработки залежи сверхвязкой нефти с газовой шапкой бурят горизонтальные добывающие скважины, определяют радиус внешнего контура газонефтяного контакта ГНК по данным бурения горизонтальных добывающих скважин, при радиусе внешнего контура ГНК от 750 м и более бурят горизонтальные нагнетательную и газодобывающую скважины в газовой шапке, горизонтальные газодобывающую и нагнетательную скважины оборудуют фильтрами, при радиусе внешнего контура ГНК менее 750 м бурят вертикальные нагнетательную и газодобывающую скважины в газовой шапке, перфорируют вертикальные скважины у кровли пласта, устанавливают устройства контроля температуры и давления в горизонтальных добывающих и газодобывающей скважинах, регулируют давление в газовой шапке в диапазоне не выше давления в нефтяной части залежи на 5-15% и не ниже давления в нефтяной части залежи на 15-25% последовательной закачкой пара и газа в объемном соотношении П:Г - 1:10-25 в нагнетательную скважину и одновременным отбором газа через газодобывающую скважину из газовой шапки с созданием парогазовой камеры, затем после достижения температуры в газодобывающей скважине, равной 80-100% температуры парообразования, останавливают отбор газа и отбирают продукцию из горизонтальной добывающей скважины. 2 ил., 1 пр.
Реферат Свернуть Развернуть

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке залежи сверхвязкой нефти с газовой шапкой с применением тепловых методов.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения (патент RU №2494242, МПК Е21В 43/243, опубл. в бюл. №27 от 27.09.2013), включающий бурение горизонтальной добывающей скважины и вертикальной нагнетательной скважины, прогрев околоскважинного пространства до закачки окислителя, закачку окислителя через вертикальную скважину и отбор продукции из горизонтальной скважины. При этом забой вертикальной скважины располагают в 28-32 м над горизонтальной скважиной и в 10-15 м от ее забоя в сторону устья. До закачки окислителя в горизонтальной и вертикальной скважинах устанавливают электронагреватели мощностью, достаточной для разогрева околоскважинного пространства до температуры 100-200°С. После этого начинают закачку окислителя в обе скважины для инициирования внутрипластового горения в залежи в призабойной зоне расположения обеих скважин, далее при превышении пластового давления в окрестности горизонтальной скважины величины уровня начального пластового давления более чем в 1,5 раза электронагреватель из горизонтальной скважины извлекают и спускают в нее насосное оборудование, с помощью которого осуществляют откачку продукции залежи. При снижении уровня жидкости в скважине до уровня от 100 до 90% начального пластового давления отбор продукции прекращают, извлекают насосное оборудование, спускают электронагреватель, осуществляют закачку окислителя для инициирования внутрипластового горения. Цикл отбора продукции и инициирования внутрипластового горения повторяют и прекращают при установлении гидродинамической связи между горизонтальной и вертикальной скважинами, после чего горизонтальная скважина эксплуатируется в режиме отбора продукции, причем электронагреватель, установленный в вертикальной скважине, отключают и извлекают из этой скважины после установления режима устойчивого высокотемпературного горения, после чего закачку окислителя продолжают.

Недостатками известного способа являются:

- сложность технологического процесса, связанная с необходимостью наличия теплоэлектростанции вблизи от производства работ;

- недостаточная эффективность способа, обусловленная расходом большого количества теплоносителя для прогрева горизонтальной части ствола нагнетательной скважины по всей длине;

- сложность контроля и управления процессом подземного внутрипластового распространения фронта горения из-за неопределенности границ и масштабов процесса.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки месторождения высоковязкой нефти (патент RU №2625127, МПК Е21В 43/24, Е21В 7/04, опубл. в бюл. №20 от 11.07.2017), включающий бурение горизонтальных добывающей и нагнетательной скважин, определение по данным бурения скважин наличия газовой шапки и уточнение структуры залежи, бурение вертикальной газодобывающей скважины в газовой шапке, перфорацию вертикальной газодобывающей скважины у кровли пласта, закачку пара и газа в горизонтальную нагнетательную скважину, прогрев пласта с созданием паровой камеры, отбор газа из вертикальной газодобывающей скважины и отбор продукции из горизонтальной добывающей скважины. Горизонтальный ствол добывающей горизонтальной скважины располагают под горизонтальным стволом нагнетательной скважины. Бурят вертикальную газодобывающую скважину в купольной части залежи. Предварительно закачивают пар через горизонтальную нагнетательную скважину в продуктивный пласт залежи. Через вертикальную газодобывающую скважину отбирают газ из газовой шапки и направляют его в емкость для сбора газа. После прогрева пласта и создания паровой камеры в горизонтальную нагнетательную скважину помимо пара П закачивают добытый из газовой шапки газ Г, смешивая его с паром в соотношении П : Г=5-50:1, причем для поддержания данного соотношения рабочих агентов и их смешивания добываемый газ из указанной емкости, а пар из парогенератора подают на бустерную установку, из которой смесь закачивают непосредственно в нагнетательные скважины. После прорыва закачиваемого парогаза в газовую шапку отбор газа из вертикальной газодобывающей скважины переводят на периодический режим, определяемый временем, требуемым для перераспределения газа в газовой шапке в купольную часть залежи. При снижении объема накопленного в емкости газа ниже уровня, необходимого для поддержания соотношения закачиваемых рабочих агентов, переходят на закачку в нагнетательную скважину только пара, после повышения объема добытого газа в емкости до значения, при котором возможна закачка парогаза при указанном соотношении в течение не менее 10 сут, переходят на закачку парогаза, периодичность закачки пар-парогаз при необходимости повторяют, в целом после создания паровой камеры месячную компенсацию отбора суммы жидкости и газа закачкой в сумме пара и парогаза поддерживают на залежи на уровне 40-100%, таким образом, залежь разрабатывают в режиме парогазогравитационного дренирования. Недостатками известного способа являются:

- высокое паронефтяное отношение (ПНО), приводящее к снижению эффективности технологии из-за увеличения обводненности добываемой продукции;

- ограниченность реализации способа вследствие проводки двух горизонтальных скважин одна над другой при малых толщинах продуктивного пласта;

- недостаточная эффективность процесса извлечения нефти из залежи сверхвязкой нефти, обусловленная расходом большого количества теплоносителя для прогрева горизонтальной части ствола нагнетательной скважины по всей длине. Большой расход теплоносителя связан со снижением пластового давления в газовой шапке при отборе газа из вертикальной скважины, как следствие, при закачке теплоносителя будет происходить прорыв в зону пониженного давления (т.е. газовой шапки).

Техническими задачами данного изобретения являются повышение эффективности процесса извлечения нефти за счет исключения прорыва теплоносителя в газовые шапки, повышение эффективности закачки пара и качества добываемой продукции, снижение ПНО, снижение затрат на прогрев продуктивного пласта и бурение скважин, увеличение коэффициента извлечения нефти.

Технические задачи решаются способом разработки залежи сверхвязкой нефти с газовой шапкой, характеризующимся тем, что бурят горизонтальные добывающие скважины, определяют радиус внешнего контура газонефтяного контакта ГНК по данным бурения горизонтальных добывающих скважин, при радиусе внешнего контура ГНК от 750 м и более бурят горизонтальные нагнетательную и газодобывающую скважины в газовой шапке, горизонтальные газодобывающую и нагнетательную скважины оборудуют фильтрами, при радиусе внешнего контура ГНК менее 750 м бурят вертикальные нагнетательную и газодобывающую скважины в газовой шапке, перфорируют вертикальные скважины у кровли пласта, устанавливают устройства контроля температуры и давления в горизонтальных добывающих и газодобывающей скважинах, регулируют давление в газовой шапке в диапазоне не выше давления в нефтяной части залежи на 5-15% и не ниже давления в нефтяной части залежи на 15-25% последовательной закачкой пара и газа в объемном соотношении П : Г - 1:10-25 в нагнетательную скважину и одновременным отбором газа через газодобывающую скважину из газовой шапки с созданием парогазовой камеры, затем после достижения температуры в газодобывающей скважине, равной 80-100% температуры парообразования, останавливают отбор газа и отбирают продукцию из горизонтальной добывающей скважины.

На фиг. 1 показана схема реализации способа при радиусе внешнего контура газонефтяного контакта (ГНК) менее 750 м, на фиг. 2 - при радиусе внешнего контура ГНК от 750 м и более.

Способ реализуется в следующей последовательности.

На залежи 1 (фиг. 1 и 2) сверхвязкой нефти в нефтяной части 2 с газовой шапкой 3 бурят горизонтальные добывающие скважины 4. По данным бурения горизонтальных добывающих скважин 4 определяют наличие, размер газовой шапки 3, отметку ГНК 5 и уточняют структуру залежи 1. Бурят нагнетательную 6 и газодобывающую 7 скважины в газовой шапке 3. Тип скважин 6 и 7 выбирают в зависимости от размеров газовой шапки 3. При радиусе внешнего контура ГНК 5 от 750 м и более бурят горизонтальные нагнетательную 6 и газодобывающую 7 скважины в газовой шапке 3, при радиусе внешнего контура ГНК 5 менее 750 м бурят вертикальные нагнетательную 6 и газодобывающую 7 скважины. Выбор типа скважин позволяет повысить экономическую рентабельность, т.к. при большом размере газовой шапки 3 целесообразнее использовать горизонтальные скважины, т.к. вертикальные скважины необходимо бурить в большем количестве.

Перфорируют вертикальные нагнетательную 6 и газодобывающую 7 скважины у кровли залежи 1, а горизонтальные нагнетательную 6 и газодобывающую 7 скважины оборудуют фильтрами. При строительстве горизонтальных добывающих 4 скважин и горизонтальной газодобывающей 7 скважины в них устанавливают устройства контроля температуры и давления, например, оптико-волоконный кабель с датчиками (на фиг. 1, 2 не показан).

Регулируют давление в газовой шапке 3 в диапазоне не выше давления в нефтяной части 2 залежи 1 на 5-15% (исключают прорыв газа с сохранением ГНК) и не ниже давления в нефтяной части 2 залежи 1 на 15-25% (предотвращают прорыв нефти в газовую шапку 3) последовательной закачкой пара и газа в соотношении П : Г - 1:10-25 в нагнетательную скважину 6 и одновременным отбором газа через газодобывающую скважину 7 с созданием парогазовой камеры. Полученная парогазовая смесь является более эффективным вытесняющим агентом по сравнению с паром, т.к. при растворении газов в нефти снижается ее вязкость и плотность, увеличивается объемный коэффициент. В качестве закачиваемого газа применяют воздух, дымовые газы или неконденсирующиеся газы. Отбираемый газ используют для генерации энергии в процессе создания пара, закачиваемого в нагнетательную скважину 6.

При достижении температуры в газодобывающей скважине 7 80-100% температуры парообразования происходит образование парогазовой камеры в обрабатываемой залежи 1, отбор газа через газодобывающую скважину 7 в газовой шапке 3 останавливают.

После остановки газодобывающей скважины 7 начинают вырабатывать нефтяную часть 2 залежи 1 путем отбора продукции из горизонтальных добывающих скважин 4.

Таким образом, залежь разрабатывают в режиме парогазогравитациошюго дренирования. Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи 1 (дебит нефти менее 1 м3/сут, обводненность более 98%).

Пример конкретного выполнения способа.

Предложенный способ разработки залежи сверхвязкой нефти с газовой шапкой был опробован на Нижне-Кармальском месторождении. Определили участок со следующими геолого-физическими характеристиками: глубина залегания - 90 м; нефтенасыщенная толщина пласта - 23 м; средняя толщина газовой шапки на разрабатываемом участке -7 м; давление в газовой шапке - 0,83 МПа; значение начального пластового давления 0,9 МПа; начальная пластовая температура - 8°С; плотность нефти в пластовых условиях - 966 кг/м3; коэффициент динамической вязкости нефти в пластовых условиях - 31124 мПа⋅с; значение средней проницаемости по керну в пласте - 312 мкм2; значение средней пористости по керну в пласте - 0,30 доли ед.

На залежи 1 сверхвязкой нефти, представленной нефтяной частью 2 и газовой шапкой 3, бурят сетку горизонтальных добывающих скважин 4 с длиной горизонтального ствола по 600 м каждая и расстоянием между горизонтальными добывающими скважинами 4 100 м. Скважины 4 оборудуют противопесочными фильтрами.

Определяют по данным бурения горизонтальных добывающих скважин 4 наличие газовой шапки 3, уточняют структуру залежи 1, определяют отметку ГНК 5 и размер газовой шапки 3. Так как радиус внешнего контура ГНК составляет 600 м, в купольной части залежи 1 бурят вертикальные нагнетательную 6 и газодобывающие 7 скважины по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 400 м. Вертикальные нагнетательную 6 и газодобывающие скважины 7 перфорируют у кровли залежи 1. В вертикальные нагнетательную 6 и газодобывающие скважины 7 спускают НКТ (на фиг. 1, 2 не показаны). Горизонтальные добывающие 4 и газодобывающие 7 скважины оборудуют устройствами контроля температуры и давления. После обустройства вертикальной нагнетательной 6 и газодобывающих 7 скважин через НКТ в нагнетательную скважину 6 закачивают пар в объеме 7000 м3 в течение двух месяцев. После этого производят закачку воздуха в объеме 140000 м3 в вертикальную нагнетательную скважину 6. В это время через вертикальные газодобывающие скважины 7 отбирают газ из газовой шапки 3 с дебитом 800 м3/сут.

Через три месяца после закачки воздуха температура в одной из вертикальных газодобывающих скважин 7 достигла 156,6°С (т.е. 95% температуры парообразования при забойном давлении в вертикальной газодобывающей скважине 7 0,72 МПа), газодобывающую скважину 7 отключили, а закачку воздуха в нагнетательную скважину 6 снизили в два раза до объема 70000 м3.

После достижения температуры 151,6°С (т.е. 92% температуры парообразования при забойном давлении в вертикальной газодобывающей скважине 7 0,7 МПа) в оставшейся в работе вертикальной газодобывающей скважине 7 ее останавливают. Далее начинают вырабатывать нефтяную часть 2 залежи 1 путем отбора продукции пласта из горизонтальных добывающих скважин 4.

В данном режиме разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи 1 (дебит нефти менее 1 м3/сут, обводненность более 98%).

Предложенный способ позволяет решать поставленные технические задачи, такие как повышение эффективности процесса извлечения нефти за счет исключения прорыва теплоносителя в газовые шапки, повышение эффективности закачки пара (снижение объема закачки пара в 1,3 раза), уменьшение ПНО от 7 до 5,4 т/т, увеличение коэффициента извлечения нефти на 7%, а также снижение затрат на прогрев пласта на 14%.

Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с газовой шапкой, характеризующийся тем, что бурят горизонтальные добывающие скважины, определяют радиус внешнего контура газонефтяного контакта ГНК по данным бурения горизонтальных добывающих скважин, при радиусе внешнего контура ГНК от 750 м и более бурят горизонтальные нагнетательную и газодобывающую скважины в газовой шапке, горизонтальные газодобывающую и нагнетательную скважины оборудуют фильтрами, при радиусе внешнего контура ГНК менее 750 м бурят вертикальные нагнетательную и газодобывающую скважины в газовой шапке, перфорируют вертикальные скважины у кровли пласта, устанавливают устройства контроля температуры и давления в горизонтальных добывающих и газодобывающей скважинах, регулируют давление в газовой шапке в диапазоне не выше давления в нефтяной части залежи на 5-15% и не ниже давления в нефтяной части залежи на 15-25% последовательной закачкой пара и газа в объемном соотношении П:Г - 1:10-25 в нагнетательную скважину и одновременным отбором газа через газодобывающую скважину из газовой шапки с созданием парогазовой камеры, затем после достижения температуры в газодобывающей скважине, равной 80-100% температуры парообразования, останавливают отбор газа и отбирают продукцию из горизонтальной добывающей скважины.
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ СВЕРХВЯЗКОЙ НЕФТИ С ГАЗОВОЙ ШАПКОЙ
Источник поступления информации: Роспатент

Показаны записи 1-10 из 432.
10.11.2015
№216.013.8abc

Гибкий вал (варианты)

Изобретение относится к оборудованию для нефтяной промышленности и предназначено для использования в устройствах для глубокой перфорации пластов. Гибкий вал, содержащий упругий шланг, оболочку в виде отдельных цилиндрических звеньев с центральным отверстием, контактирующих друг с другом...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002567123
Дата охранного документа: 10.11.2015
10.04.2016
№216.015.2ef6

Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам герметизации нарушений эксплуатационной колонны, ликвидации негерметичности цементного кольца в малопроницаемых пластах и ограничения водопритока в скважине. Технический результат изобретения заключается в...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002580534
Дата охранного документа: 10.04.2016
20.08.2016
№216.015.4ec2

Способ разработки залежи, осложненной вертикальными разломами

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к разработке пластовых залежей нефти, осложненных вертикальными разломами, вытеснением рабочим агентом. Технический результат - повышение эффективности разработки за счет экономии рабочего агента и энергии для его закачки в...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002595105
Дата охранного документа: 20.08.2016
12.01.2017
№217.015.59c9

Облегченный тампонажный состав

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к строительству нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано при цементировании эксплуатационной колонны верхних надпродуктивных интервалов скважины тампонажным материалом с добавлением пеностекла. Облегченный...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002588026
Дата охранного документа: 27.06.2016
13.01.2017
№217.015.6cfd

Способ изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации и ремонта скважин и изоляции притока пластовых вод в горизонтальные скважины. Техническим результатом изобретения является повышение качества водоизоляционных работ - ВИР, возможность оценки...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002597220
Дата охранного документа: 10.09.2016
13.01.2017
№217.015.7895

Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине (варианты)

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к ремонтно-изоляционным работ в скважинах с применением тампонажных составов. Технический результат предложенного изобретения заключается в повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ в скважине за счет использования...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002599154
Дата охранного документа: 10.10.2016
13.01.2017
№217.015.78dc

Способ обработки призабойной зоны горизонтального ствола скважины, вскрывшей карбонатный коллектор

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны горизонтальных стволов скважин, вскрывших карбонатный коллектор. Технический результат - повышение эффективности обработки. По способу определяют давления поглощения жидкости в открытом...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002599155
Дата охранного документа: 10.10.2016
13.01.2017
№217.015.7948

Способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтального ствола скважины

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны горизонтальных стволов скважин, вскрывших карбонатную породу. Технический результат - повышение эффективности обработки. По способу определяют давление поглощения жидкости в открытом...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002599156
Дата охранного документа: 10.10.2016
13.01.2017
№217.015.8156

Способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины после проведения гидравлического разрыва пласта

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам очистки призабойных зон низкопроницаемых пластов в нагнетательных скважинах после проведения в них гидравлического разрыва пласта (ГРП). После проведения ГРП в скважину спускают колонну НКТ с пакером, производят замену...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002601879
Дата охранного документа: 10.11.2016
13.01.2017
№217.015.816c

Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности воздействия на пласт путем значительного снижения скорости реакции кислотного состава с породой пласта, увеличение охвата пласта обработкой, увеличение текущей нефтеотдачи пласта, исключение...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002601887
Дата охранного документа: 10.11.2016
Показаны записи 1-10 из 55.
27.05.2013
№216.012.44ce

Разбуриваемый пакер

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к средствам защиты эксплуатационных колонн от высоких давлений при ремонтно-изоляционных работах в скважинах. Обеспечивает исключение потери герметичности уплотнительным элементом при высоких давлениях закачки или продавки при...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002483191
Дата охранного документа: 27.05.2013
20.06.2013
№216.012.4d0b

Способ вызова притока пластового флюида из скважины

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при освоении добывающих скважин. Способ вызова притока пластового флюида из скважины заключается в спуске в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ). Снижают противодавление на продуктивный пласт за счет...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002485305
Дата охранного документа: 20.06.2013
10.02.2014
№216.012.9f03

Способ разработки нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки нефтяного пласта с одновременно-раздельным отбором продукции и воды из пласта с подошвенной водой, в том числе на поздних стадиях разработки. Обеспечивает снижение обводненности добываемой продукции из залежи...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002506415
Дата охранного документа: 10.02.2014
10.02.2014
№216.012.9f05

Способ разработки залежи высоковязкой нефти

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - работоспособность в залежи с наклонным водонефтяным контактом, снижение процента обводненности добываемой продукции из пласта, исключение прорыва теплоносителя в добывающую скважину с одновременным снижением затрат...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002506417
Дата охранного документа: 10.02.2014
20.02.2014
№216.012.a2c9

Способ разработки месторождений высоковязкой нефти и/или битумов с помощью наклонно направленных скважин

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке месторождений высоковязкой нефти и/или битума с использованием термических способов добычи из наклонно направленных скважин. Технический результат - повышение темпов отбора нефти и увеличение...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002507388
Дата охранного документа: 20.02.2014
20.03.2014
№216.012.ac85

Способ разработки залежей вязких нефтей и битумов

Предложение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - увеличение эффективности вытеснения вязких нефтей и битумов, в том числе путем увеличения охвата пласта агентом воздействия, получение дополнительной добычи вязких нефтей и битумов за счет последовательной отработки всего...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002509880
Дата охранного документа: 20.03.2014
27.08.2014
№216.012.ef30

Способ разработки залежей высоковязких нефтей или битумов при тепловом воздействии

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи пласта, снижение обводненности продукции, уменьшение объемов закачки вытесняющего агента, поддержание пластового давления и температуры в стволе добывающей скважины. Способ разработки залежей...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002527051
Дата охранного документа: 27.08.2014
27.10.2014
№216.013.0235

Способ разработки месторождения высоковязких нефтей или битумов

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение отбора продукции пласта и коэффициента извлечения нефти по месторождению без больших затрат на прогрев зон пласта, не охваченных прогревом и добычей. Способ разработки месторождения высоковязких нефтей...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002531963
Дата охранного документа: 27.10.2014
20.10.2015
№216.013.84da

Способ разработки нефтяной залежи горизонтальной и вертикальной скважинами с использованием внутрипластового горения

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке месторождений нефти и/или битума с использованием внутрипластового горения. Технический результат - оптимизация состава добываемой продукции за счёт снижения в нём доли газов горения. Способ включает...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002565613
Дата охранного документа: 20.10.2015
20.01.2016
№216.013.a3f3

Способ защиты установки электроцентробежного глубинного насоса

Изобретение относится к теории и практике эксплуатации нефтедобывающих скважин с помощью установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) и может использоваться в нефтедобывающей промышленности. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности защиты установки...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002573613
Дата охранного документа: 20.01.2016
+ добавить свой РИД