Патенты автора Евдокимов Александр Михайлович (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к строительству кустов нефтяных и газовых скважин для эксплуатации продуктивного пласта. Способ включает спуск в обсадную колонну в требуемый интервал колонны труб, на конце которой расположен отклонитель, прорезание обсадной колонны, последовательное формирование по периметру обсадной колонны технологических каналов в продуктивном пласте необходимой длины при помощи гибкой трубы с герметично соединенным соплом на конце, через которые подают жидкость под давлением, последовательно при помощи поворота отклонителя формируя по периметру ряд технологических каналов, выполненных с возможностью установки в них на гибкой трубе фильтров, сообщенных между собой гибкими сочленениями. Нижний фильтр соединен с соплом жестко, а верхний - снаружи оборудован пакером, после формирования каждого технологического канала и ввода в него всех его фильтров с гибкими сочленениями пакером перекрывают кольцевое сечение между верхним фильтром и технологическим каналом, гибкую трубу отсоединяют от фильтров с гибкими сочленениями и с соплом и извлекают из скважины, затем гибкую трубу оснащают аналогичными фильтрами с гибкими сочленениями и с соплом и формируют следующий технологический канал. Отклонитель спускают в два этапа, на первом из которых на колонне труб с внутренним направляющим патрубком спускают якорное устройство, выполненное с возможностью фиксации ниже интервала вскрытия обсадной колонны, которое проводят для каждого канала перед каждым спуском гибкой трубы фрезерной головкой. Направляющий патрубок, герметично зафиксированный в колонне труб, оснащают четырьмя радиальными каналами, расположенными на одном уровне и совмещенными с радиальными каналами колонны труб, и продольными упорами. На втором этапе спускают на лифтовых трубах отклонитель до установки в направляющий патрубок до упора. При этом отклонитель изготавливают с двумя диаметрально противоположными выходами, герметично совмещаемыми в крайних положениях с парой радиальных каналов направляющей втулки, и двумя наружными продольными выборками, выполненными с возможностью взаимодействия с продольными упорами в крайних положениях при повороте на выбранный угол, после спуска лифтовые трубы поворачивают в одну из сторон до взаимодействия выборок с упорами направляющего патрубка, позволяя построить пару противоположно направленных каналов. После извлечения гибкой трубы лифтовые трубы поворачивают в другую сторону до упора для строительства пары каналов с фильтрами, которые перед спуском выше пакера оснащают цельной гибкой трубой на длину, исключающую взаимные перетоки между каналами. Цельную трубу снабжают как минимум одним пакером, устанавливаемым при входе в соответствующий канал после установки фильтра, и верхним цанговым фиксатором, исключающим затягивание фильтра в скважину при перепаде давлений. Перед спуском в скважину колонна труб в интервале отверстий снаружи снабжена набухающим под действием жидких реагентов пакером для герметизации пространства скважины снаружи колонны труб. 5 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи участка залежи сверхвязкой нефти. Способ разработки участка залежи сверхвязкой нефти включает бурение горизонтальной добывающей скважин, при этом носок горизонтальной добывающей скважины выполняют приподнятым на 1-5 м относительно пятки. Выше носка горизонтальной добывающей скважины на 5-15 м бурят горизонтальную нагнетательную скважину длиной горизонтального ствола 0,5-1,0 от длины горизонтального ствола добывающей скважины. Причем в плане горизонтальные стволы нагнетательной и добывающей скважин выполняют под углом 45-90° друг к другу. Горизонтальный ствол нагнетательной скважины делят пакерами на два-три интервала, в каждый из которых ведут закачку пара с применением оборудования для одновременно-раздельной закачки. Равномерность роста паровой камеры регулируют режимами работы каждого интервала горизонтальной нагнетательной скважины. Помимо пара периодически закачивают жидкообразные и/или газообразные химические реагенты. По мере роста паровой камеры, выработки запасов и обводнения ствола горизонтальной добывающей скважины обводненные участки от носка к пятке последовательно изолируют пакером. 1 ил., 2 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено при разработке нефтематеринских коллекторов с применением управляемого многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП). Способ включает применение в скважинах для изоляции высокопроницаемых зон и трещин закачки смеси поверхностно-активных веществ (ПАВ), полиакриламида (ПАА), сшивателя – ацетата хрома, наполнителя и воды, остановку скважины на технологическую выдержку, отбор продукции из скважин. Согласно изобретению выбирают слабопроницаемый коллектор со средней абсолютной проницаемостью менее 2 мД, на котором бурят или используют уже пробуренные скважины с горизонтальным окончанием. В каждой из данных скважин проводят первый МГРП, во время которого методом низкочастотной сейсмики фиксируют зону распространения трещин. Горизонтальные стволы разделяют пакерами на секции, затем в скважины с проведенным МГРП через каждую секцию горизонтального ствола закачивают изоляционный состав со следующим соотношением компонентов, мас.%: ПАВ – 0,2-5,0, ПАА – 0,005-2,5, ацетат хрома – 0,01-1,0, наполнитель – 0,5-15,0, вода с минерализацией не более 1,5 г/л – остальное. После технологической выдержки в течение 1-10 сут и кольматации трещин первого МГРП закачанным изоляционным составом проводят в тех же скважинах второй МГРП, во время которого также методом низкочастотной сейсмики фиксируют зону распространения трещин. По полученным данным о распространении трещин после первого и второго МГРП принимают решение о проведении в данных скважинах последующих этапов закачки изоляционного состава и проведении МГРП. Причем количество последующих МГРП определяют исходя из полного охвата коллектора зонами трещин МГРП как в плане, так и в профиле вокруг каждого горизонтального ствола скважин. После всех МГРП проводят обработку коллектора закачкой отдельно в каждую ступень горизонтальных стволов растворителя изоляционного состава в объеме 0,8-2,0 от суммы объемов закачанных ранее изоляционных составов в данную ступень горизонтального ствола. Технический результат заключается в повышении коэффициента охвата и нефтеотдачи нефтематеринских коллекторов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежей сверхвязких нефтей с газовой шапкой. Способ разработки залежей сверхвязких нефтей с газовой шапкой включает бурение горизонтальных скважин с расположением горизонтальных стволов добывающих скважин под горизонтальными стволами нагнетательных скважин, закачку пара в продуктивный пласт залежи, прогрев пласта с созданием паровой камеры, закачку пара и газа в нагнетательные горизонтальные скважины и отбор продукции из добывающих горизонтальных скважин. По данным бурения горизонтальных скважин определяют наличие газовой шапки и уточняют структуру залежи. В купольной части залежи бурят вертикальную добывающую скважину и перфорируют ее у кровли пласта. Через данную скважину отбирают газ из газовой шапки и направляют его в емкость для сбора газа. После прогрева пласта и создания паровой камеры в горизонтальные нагнетательные скважины 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 в газовую шапку закачиваемого парогаза отбор газа из вертикальной 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 нагнетательные скважины 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. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено при разработке мощных сланцевых карбонатных нефтяных залежей. Способ включает бурение горизонтальных скважин, цементирование в горизонтальном стволе кольцевого пространства между обсадной колонной и коллектором, вторичное вскрытие залежи с ориентированным направлением перфорационных отверстий, проведение МГРП, применение пакеров для разделения горизонтальных стволов на участки, отбор продукции из горизонтальных скважин. Согласно изобретению выбирают залежь со средней толщиной нефтенасыщенного коллектора H > 50 м и средней абсолютной проницаемостью менее 2 мД, залежь разбуривают горизонтальными скважинами с параллельным расположением горизонтальных стволов, причем горизонтальные стволы нагнетательных скважин размещают над горизонтальными стволами добывающих скважин на расстоянии по вертикали h = (0,5-0,9)·Н, по горизонтали s = (1,0-4,0)·Н. Длину каждого горизонтального ствола выполняют равной l ≥ 4·h. В нагнетательных скважинах вдоль по горизонтальному стволу перфорируют нижнюю половину окружности эксплуатационной колонны и цементного камня, а в добывающих – верхнюю. Во всех скважинах проводят кислотный МГРП с расстоянием между ступенями не более 50 м. Причем местоположение каждой соответствующей ступени МГРП в добывающей и нагнетательной скважинах не совпадает в структурном плане. Скорость и объем закачиваемой кислоты определяют из условий, во-первых, образования структуры растворения карбонатов, представляющей из себя разветвленные полости, во-вторых, полудлиной трещин a = (0,8-2,0)·s и высотой трещин с = (0,5-1,0)·h. После МГРП добывающие скважины осваивают и пускают в добычу. При каждом снижении дебита нефти добывающих скважин ниже экономически рентабельного значения в соответствующих нагнетательных скважинах проводят большеобъемные кислотные обработки, причем перед подачей кислоты в нагнетательную скважину закачивают воду c общей минерализацией не более 1 г/л и частицами, устойчивыми к воздействию применяемых кислот, с диаметрами, превышающими средний диаметр поровых каналов коллектора, воду с частицами закачивают до тех пор, пока давление закачки не вырастет как минимум в пять раз. Таким образом залежь сланцевой нефти разрабатывают в режиме кислотно-гравитационного дренирования – КГД. Технический результат заключается в повышении нефтеотдачи мощных сланцевых карбонатных нефтяных залежей. 2 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Техническим результатом является повышение коэффициента охвата и нефтеотдачи нефтематеринских коллекторов. Способ разработки нефтематеринских коллекторов управляемым гидроразрывом, включает выбор слабопроницаемого коллектора со средней абсолютной проницаемостью менее 2 мД, на котором бурят или используют уже пробуренные вертикальные и/или наклонно-направленные скважины. В каждой из данных скважин проводят первый гидравлический разрыв пласта – ГРП, во время которого методом низкочастотной сейсмики фиксируют зону распространения трещин. В скважины с проведенным ГРП закачивают изоляционный состав со следующим соотношением компонентов, мас.%: ПАВ – 0,2-5,0, ПАА – 0,005-2,5, ацетат хрома – 0,01-1,0, наполнитель – 0,5-15,0, вода с минерализацией не более 1,5 г/л – остальное. После технологической выдержки в течение 1-10 сут и кольматации трещин первого ГРП закачанным изоляционным составом в тех же скважинах проводят второй ГРП, во время которого также методом низкочастотной сейсмики фиксируют зону распространения трещин. По полученным данным о распространении трещин после первого и второго ГРП принимают решение о проведении в данных скважинах последующих этапов закачки изоляционного состава и проведении ГРП, причем количество последующих ГРП определяют исходя из охвата коллектора зонами трещин ГРП в 360º в плане вокруг каждой скважины. После всех ГРП проводят обработку коллектора закачкой в каждую скважину растворителя изоляционного состава в объеме 0,8-2,0 от суммы объемов закачанных ранее изоляционных составов в данную скважину. 2 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи. В способе разработки залежи высоковязкой нефти, включающем расположение горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин параллельно и последовательно, выполнение верхних нагнетательных скважин короче нижних добывающих скважин, закачку пара через верхние нагнетательные скважины и отбор продукции через нижние добывающие скважины, при последовательном расположении горизонтальные стволы скважин располагают началами друг к другу в купольной части залежи, верхние скважины выполняют короче нижних на 10-40%, при этом части скважин над горизонтальными стволами выполняют наклонными, а закачку пара через нагнетательные скважины ведут через наклонные и горизонтальные части скважин. 1 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи. По способу используют скважину с горизонтальным стволом и обсадной колонной. Горизонтальный ствол скважины располагают вблизи подошвы продуктивного пласта. Этот ствол выполняют с восходящим концом. Восходящий конец скважины выполняют на высоту до половины толщины продуктивного пласта. Угол между осью восходящего конца и вертикалью принимают от 0 до 85°. В восходящем конце скважины размещают оконечную часть фильтра и окончание колонны насосно-компрессорных труб с пакером. Пакер устанавливают между участками фильтра с перфорацией. В качестве колонны насосно-компрессорных труб с пакером используют колонну с заглушенным торцем и перфорированным окончанием. В горизонтальный ствол скважины дополнительно спускают вторую колонну насосно-компрессорных труб с насосом. Конец второй колонны насосно-компрессорных труб размещают вблизи пакера. Закачивают теплоноситель в пласт через колонну насосно-компрессорных труб и перфорационные отверстия фильтра в оконечной части горизонтального ствола. Продукцию отбирают через перфорационные отверстия в начале горизонтального ствола. Подачу продукции к устью скважины осуществляют по колонне насосно-компрессорных труб с насосом. 1 ил.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяного пласта. В способе разработки нефтяного пласта, включающем последовательную закачку в пласт через нагнетательную скважину оторочек водного раствора щелочи с НПАВ и водного раствора полимера с последующим заводнением и отбор нефти через добывающие скважины, в качестве НПАВ используют водорастворимый оксиэтилированный алкилфенол - ВОА, в качестве полимера - полиакриламид - ПАА, предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении закачки, рассчитывают максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну, определяют объемное соотношение закачки оторочек в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины, дополнительно уточняют минерализацию закачиваемой воды и при ее значении 0,15-45 г/л закачивают первую оторочку до увеличения давления закачки на 15-30% от первоначального давления закачки, в качестве первой оторочки используют смесь водного раствора щелочи с ВОА и ПАА при следующем содержании компонентов, мас. %: щелочь - 0,1-3,0, ВОА - 0,05-0,3, ПАА - 0,05-0,8, вода с минерализацией от 0,15 до 45 г/л - остальное, вторую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 30-70% от первоначального давления закачки до максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну, в качестве второй оторочки используют смесь водного раствора ПАА и ВОА при следующем содержании компонентов, мас. %: ПАА - 0,05-0,8, ВОА - 0,05-0,3, вода с минерализацией от 0,15 до 45 г/л - остальное, объемное соотношение оторочек выбирают при приемистости 100-250 м3/сут - 1:1, 250-400 м3/сут - (1-2):1, а до закачки указанных оторочек производят закачку водного раствора ПАА с концентрацией от 0,05 до 0,5 мас. % в объеме, равном объему закачки первой оторочки или закачиваемой воды с минерализацией от 0,15 до 45 г/л в объеме 10-20 м3. По другому варианту в указанном способе при значении минерализации 45-300 г/л закачивают первую оторочку до увеличения давления закачки на 15-30% от первоначального давления закачки, в качестве первой оторочки используют смесь водного раствора щелочи с ВОА при их содержании, мас. %: щелочь - 0,1-3,0, ВОА - 0,001-0,15, вода с минерализацией 45-300 г/л - остальное, в качестве второй оторочки используют смесь водного раствора ПАА и ВОА при их содержании, мас. %: ПАА - 0,05-0,8, ВОА - 0,05-0,3, вода с минерализацией 45-300 г/л - остальное, вторую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 30-70% от первоначального давления закачки до максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну, объемное соотношение оторочек выбирают при приемистости 100-250 м3/сут - 1:(1-2), 250-400 м3/сут - 1:(1-3), а до закачки указанных оторочек производят закачку водного раствора ПАА с концентрацией от 0,05 до 0,5 мас. % в объеме, равном объему закачки первой оторочки или закачиваемой воды с минерализацией от 45 до 300 г/л в объеме 10-20 м3. Технический результат - повышение эффективности вытеснения нефти из пласта, снижение потери НПАВ и щелочи. 2 н.п. ф-лы, 2 табл., 2 пр.

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 эффективности проведенных ВИР в процессе эксплуатации добывающей скважины, повышение технологичности проведения ВИР при отрицательных температурах, снижение негативного воздействия химических реагентов на коллекторские свойства призабойной зоны добывающей скважины, увеличение выработки запасов нефти из продуктивного пласта. Способ изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины, пробуренной в карбонатном коллекторе, включает извлечение из скважины насосного оборудования, бурение ниже основного ствола скважины дополнительного ствола с горизонтальным участком вдоль водопроявляющего пласта, спуск в дополнительный ствол колонны гибких труб - ГТ осевым перемещением от забоя к устью с одновременной подачей в колонну ГТ водоизоляционного материала. Перед спуском колонны ГТ определяют интервал водопритока вдоль горизонтального участка в основном стволе с последующей изоляцией этих интервалов через дополнительный ствол путем последовательного закачивания раствора полиалюминия хлорида и раствора полиакриламида, приготовленных на пластовой воде девонского горизонта, и нижнюю часть стенки дополнительного горизонтального ствола. Закачивание раствора полиакриламида осуществляют после продавливания раствора полиалюминия хлорида в водоносный пласт и выдержки его на гелеобразование в течение суток. Закачивание полиакриламида осуществляют сбоку в интервалах забоя и зарезки дополнительного горизонтального ствола, затем извлекают из дополнительного ствола колонну ГТ. Перед спуском насосного оборудования устанавливают проходной пакер, оборудованный состыковочным узлом для подсоединения к нему колонны НКТ, запускают скважину в эксплуатацию с забойным давлением в основном стволе 3,2-4,1 МПа, при этом подсасывание раствора полиакриламида осуществляют автоматически из вертикального ствола скважины, заполненного раствором полиакриламида, по мере его фильтрации к основному стволу горизонтальной скважины. 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи. В способе разработки залежи высоковязкой нефти, включающем расположение горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин параллельно и последовательно, выполнение горизонтальных стволов верхних нагнетательных скважин короче горизонтальных стволов нижних добывающих скважин, закачку пара через верхние нагнетательные скважины и отбор продукции через нижние добывающие скважины, при последовательном расположении горизонтальные стволы скважин располагают началами друг к другу в купольной части залежи, верхние скважины выполняют короче нижних на 10-40%, части скважин от дневной поверхности до горизонтальных стволов выполняют наклонными, наклонные стволы снабжают обсадной колонной, цементируют затрубное пространство выше горизонтального ствола, а режим закачки пара через верхние нагнетательные скважины назначают в объеме 50-120 т/сут, а режим отбора продукции через нижние добывающие скважины назначают в объеме 50-150 т/сут. 1 ил., 3 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи. В способе разработки месторождения высоковязкой нефти при разработке залежи высоковязкой нефти располагают горизонтальные стволы скважин последовательно один за другим окончаниями друг к другу в купольной части залежи. В качестве скважин используют скважины с горизонтальным стволом, имеющим восходящее окончание, снабженные фильтром, перфорированным в начальной части горизонтального ствола и в восходящем окончании. Скважины снабжены первой колонной насосно-компрессорных труб с пакером, установленным между перфорированными участками фильтра, и второй колонной насосно-компрессорных труб с насосом с концом до пакера. В каждой скважине закачку пара ведут по первой колонне насосно-компрессорных труб, а отбор продукции - по второй колонне насосно-компрессорных труб. 2 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к термическим способам добычи высоковязкой нефти или битума. Способ разработки месторождения нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины включает строительство верхней нагнетательной скважины и нижней добывающей скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, закачку теплоносителя через горизонтальную нагнетательную скважину с прогревом пласта созданием паровой камеры и отбор продукции через горизонтальную добывающую скважину. Снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков и с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры, изменяя зоны отбора продукции. Перед началом отбора с постоянным снятием термограммы в нижнюю горизонтальную скважину также закачивают теплоноситель до прогрева слоя месторождения между скважинами. После чего снимают термограммы по горизонтальным стволам обеих скважин, определяя интервал с максимальной температурой между скважинами. Затем извлекают измерительные приборы, закачивают теплоноситель в нагнетательную скважину и спускают насос в данный интервал добывающей скважины, добывают продукцию насосом до появления гидродинамической связи между скважинами. Извлекают насос из добывающей скважины, спускают в нее насос с оптико-волоконным кабелем для контроля термограммы по всей длине добывающей скважины и для контролируемого перемещения насоса в менее прогретые интервалы в ходе добычи нефти или битума. Использование данного способа позволяет увеличить коэффициент нефтеизвлечения и максимальный дебит за счет равномерного прогрева паровой камеры при использовании стандартного оборудования. 1 ил.

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 на исключении строительства дополнительной нагнетательной скважины. В способе разработки залежи высоковязкой нефти, включающем бурение вертикальных нагнетательных скважин и наклонно-горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, определяют уровень водонефтяного контакта ВНК, добывающую наклонно-горизонтальную от устья к забою скважину бурят с расположением как минимум на 2-3 м выше уровня ВНК, вертикальную нагнетательную скважину бурят с расположением забоя над забоем добывающей скважины выше на 5-8 м. Перфорируют добывающую скважину по всей длине наклонного участка, нагнетательную вертикальную скважину перфорируют в зоне пласта в направлении устья добывающей скважины. Поэтапно по мере прорыва рабочего агента или обводнения продукции выше 95% забой добывающей наклонно-горизонтальной скважины отсекают выше зоны прорыва или обводнения, а зону вскрытия нагнетательной скважины отсекают снизу на 1/3-1/2 часть всей ее длины. При выработке всей вырабатываемой зоны устье добывающей наклонно-горизонтальной скважины переводят под нагнетание рабочего агента. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи

Изобретение относится к области нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации добывающей скважины

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при ликвидации заколонного перетока из неперфорированного пласта в интервал перфорации при работе скважины
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при одновременно раздельной добыче нефти и пластовой воды в скважине

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи циклическим заводнением
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при одновременно-раздельной эксплуатации нефтедобывающей скважины, вскрывшей многопластовую нефтяную залежь
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи на поздней стадии

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины, вскрывшей два пласта
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с низкопроницаемым терригенным коллектором
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при добыче воды и нефти из скважин

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с подстилающей водой

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при одновременно раздельной добыче нефти и пластовой воды в скважине

Изобретение относится к области радиолокации и может быть использовано в сотовых системах связи CDMA для повышения точности определения местоположения абонентской мобильной станции, используемой в системе железнодорожного, автомобильного, речного транспорта, т.е

 


© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности
Наверх