Патенты автора Тазиев Миргазиян Закиевич (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Технический результат - увеличение нефтеотдачи залежи. По способу разработки залежи осуществляют закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовой продукции через добывающие скважины. Разработку ведут с контролем объемов отбора пластовой продукции в добывающих скважинах и закачки рабочего агента через нагнетательные скважины с превышением объемов закачки над отборами. Предварительно при повышении обводненности добываемой продукции в нагнетательных скважинах проводят изоляцию зон поглощения. По достижении фронта вытеснения от нагнетательной скважины добывающей скважины в последней проводят гидроразрыв пласта с увеличением пластового давления на заданную величину и в условиях повышенного содержания нефти в околоскважинном пространстве, измененного вследствие изоляции зон поглощения. После гидроразрыва наблюдают обводненность добываемой продукции и при ее снижении - восстановлении до заданной величины продолжают разработку на установившихся режимах с прежними отборами пластовой продукции и закачки рабочего агента. 1 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Технический результат - увеличение нефтеотдачи залежи. Способ включает отбор пластовой продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и проведение гидроразрыва пласта в добывающей скважине. При этом до проведения гидроразрыва пласта в добывающей скважине разрабатывают нефтяную залежь с поддержанием оптимальной компенсации отбора пластовой продукции закачкой рабочего агента в диапазоне 110-125%. После гидроразрыва пласта эксплуатируют добывающую скважину с повышенным дебитом. До изменения оптимальной компенсации отбора, определяемой при достижении фронта изменения пластового давления от добывающей скважины до нагнетательной, вблизи нагнетательной скважины организуют шурф с насосом повышенного давления и объема закачки. Закачивают рабочий агент через шурф в нагнетательную скважину с повышенным давлением закачки. Повышают пластовое давление от нагнетательной скважины по залежи до достижения фронта пониженного давления от добывающей скважины. Добиваются оптимальной компенсации отбора. Продолжают разработку с поддержанием оптимальной компенсации отбора пластовой продукции закачкой рабочего агента в диапазоне 110-125%. 1 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи. Технический результат - повышение нефтеотдачи. При разработке многопластового нефтяного месторождения осуществляют отбор пластовой продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и проведение гидроразрыва пласта в нагнетательной скважине. До проведения гидроразрыва пласта проводят закачку рабочего агента в нижний продуктивный пласт при отсутствии приема рабочего агента верхним продуктивным пластом. В нагнетательной скважине проводят гидроразрыв верхнего продуктивного пласта. Разобщают продуктивные пласты и организуют раздельную закачку рабочего агента в продуктивные пласты. Вблизи нагнетательной скважины организуют шурф и закачивают рабочий агент через шурф в верхний продуктивный пласт с повышенным давлением закачки. При увеличении забойного давления в реагирующей добывающей скважине увеличивают отбор пластовой продукции. Регулируют режимы работы скважин отдельно по каждому продуктивному пласту и добиваются оптимальной компенсации отбора. Продолжают разработку с поддержанием оптимальной компенсации отбора по каждому продуктивному пласту. 1 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке купольной нефтяной залежи на заключительной стадии эксплуатации. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи. В способе разработки купольной нефтяной залежи на заключительной стадии эксплуатации ведут отбор пластовой продукции через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Выбирают локальный участок залежи согласно разности гипсометрических отметок между по крайней мере одной добывающей и по крайней мере одной нагнетательной скважиной на величину от 3 м и более. В добывающей скважине производят замену стандартного глубинно-насосного оборудования на глубинно-насосное оборудование с возможностью эксплуатации по времени в течение суток. При обнаружении изменения обводненности на 10-15% производят ограничение по объему извлекаемой пластовой продукции за счет изменения времени работы насосного оборудования в течение суток. При этом на участке нагнетательной скважины производят ограничение закачки либо полную остановку скважины. Производят периодические замеры изменения режима эксплуатации добывающей скважины по обводненности. При снижении обводненности продолжают эксплуатацию в упругом режиме без запуска влияющей нагнетательной скважины. Производят повторные периодические замеры обводненности и изменения забойного давления в добывающей скважине. При снижении забойного давления на 5% и более относительно первоначально замеренной величины производят запуск в работу нагнетательной скважины и продолжают контролировать изменение основных параметров по обводненности и забойному давлению в добывающей скважине. 1 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластового нефтяного месторождения. Технический результат - повышение нефтеотдачи месторождения. При разработке многопластового нефтяного месторождения ведут закачку рабочего агента через нагнетательные скважины общим фильтром. Отбор пластовой продукции через добывающие скважины тоже ведут общим фильтром. Разрабатывают верхний пласт в режиме компенсации отбора закачкой рабочего агента при давлении нагнетания в соответствии с приемистостью пласта. Вблизи нагнетательной скважины организуют шурф и закачивают рабочий агент через шурф в нагнетательную скважину с повышенным давлением закачки, достаточным для поступления рабочего агента как в верхний, так и в нижний пласт. Добывающие скважины эксплуатируют в режиме постоянного забойного давления. После реагирования добывающих скважин на повышение давления закачки рабочего агента продолжают разработку в режиме компенсации отбора закачкой рабочего агента. Производят перераспределение компенсации отбора по двум пластам одновременно от добывающих скважин с высокой обводненностью пластовой продукции и высоким забойным давлением к добывающим скважинам с низкой обводненностью и низким забойным давлением. Для этого на добывающих скважинах с увеличивающейся обводненностью пластовой продукции уменьшают время работы насосного оборудования при постоянном забойном давлении. На добывающих скважинах с низкой обводненностью увеличивают время работы насосного оборудования при постоянном забойном давлении. 1 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при подготовке нефти на нефтепромысле с выделением широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ). Технический результат заключается в повышении выхода ШФЛУ за счет уменьшения потерь при подготовке. Способ подготовки нефти включает разделение нефти на фракции в ректификационной колонне, выделение ШФЛУ, охлаждение ШФЛУ до температуры, достаточной для конденсации, направление сконденсировавшейся ШФЛУ в буферно-сепарационную емкость, откачку части ШФЛУ в верхнюю часть ректификационной колонны и избыточной части на склад. Пары ШФЛУ отбирают с верха ректификационной колонны, охлаждают пары ШФЛУ в теплообменнике до образования газожидкостной смеси, затем охлаждают в другом теплообменнике газожидкостную смесь, потом газожидкостную смесь охлаждают в аппарате воздушного охлаждения до перехода ШФЛУ в жидкое состояние, после чего ШФЛУ подвергают сепарации в рефлюксной емкости и в центробежном вертикальном газоотделителе, где от ШФЛУ отделяют воду и легкие углеводородные газы. 1 ил.
Изобретение относится к нефтедобыче и может найти применение при очистке внутрискважинного оборудования от асфальтосмолопарафиновых отложений. Способ включает закачку в затрубное пространство скважины эмульгатора из расчета 60-80 г на 1 м3 добываемой воды, выпуск газа из затрубного пространства в атмосферу. После образования в затрубном пространстве мелкодисперсной водонефтяной эмульсии осуществляют ее продавку в колонну насосно-компрессорных труб теплоносителем до полного удаления асфальтосмолопарафиновых отложений. Повышается эффективность очистки скважины. 3 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - увеличение нефтеотдачи залежи. Способ разработки нефтяной залежи включает закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовой продукции через добывающие скважины. Разрабатывают залежь с установившимся соотношением компенсации отбора пластовой продукции закачкой рабочего агента. В нагнетательной скважине проводят кислотную обработку околоскважинной зоны. Разрабатывают залежь с вновь установившимся соотношением компенсации отбора пластовой продукции закачкой рабочего агента до подхода фронта вытеснения, измененного в результате кислотной обработки, до добывающей скважины. Проводят гидроразрыв пласта в добывающей скважине, а компенсацию отбора восстанавливают до начального значения после восстановления обводненности пластовой продукции, измененной в процессе гидроразрыва пласта. 1 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при заканчивании горизонтальной скважины. Техническим результатом является повышение продуктивности скважины. Предложен способ заканчивания скважины с горизонтальным окончанием, включающий бурение скважины, спуск эксплуатационной колонны в горизонтальную часть скважины с заколонным пакером, со стоп-кольцом и муфтой ступенчатого цементирования на конце, закачку цементного раствора в затрубное пространство, проведение технологической выдержки на ожидание затвердения цемента, разбуривание стоп-кольца и муфты ступенчатого цементирования и освоение скважины. Причем при спуске эксплуатационную колонну останавливают на расстоянии от забоя, а разбуривание стоп-кольца и муфты ступенчатого цементирования производят с применением промывочной жидкости плотностью от 1,20 до 1,25 г/см3, промывочную жидкость прокачивают с расходом 18-21 л/с при давлении на устье скважины 8-10 МПа. Кроме того, интервал от конца эксплуатационной колонны до забоя прорабатывают долотом, промывают скважину промывочной жидкостью плотностью от 1,20 до 1,25 г/см3, при этом промывочную жидкость прокачивают с расходом 18-21 л/с при давлении на устье скважины 8-10 МПа. 1 з.п. ф-лы.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при заканчивании скважины с горизонтальным стволом. Техническим результатом является повышение продуктивности скважины. Предложен способ заканчивания скважин с горизонтальным стволом, включающий бурение скважины с горизонтальным стволом, спуск эксплуатационной колонны в горизонтальную часть скважины со стоп-кольцом на конце до упора в забой, закачку цементного раствора в затрубное пространство, проведение технологической выдержки на ожидание затвердения цемента, разбуривание стоп-кольца, бурение горизонтального ствола малого диаметра из обсадной колонны и освоение скважины. При этом бурение горизонтального ствола малого диаметра из обсадной колонны производят с применением промывочной жидкости плотностью от 1,20 до 1,25 г/см3. Причем промывочную жидкость прокачивают с расходом 18-21 л/с при давлении на устье скважины 8-10 МПа. Интервал от конца эксплуатационной колонны до забоя прорабатывают долотом, одновременно промывают скважину промывочной жидкостью плотностью от 1,20 до 1,25 г/см3, промывочную жидкость прокачивают с расходом 18-21 л/с при давлении на устье скважины 8-10 МПа. По эксплуатационной колонне спускают фильтрованную колонну труб малого диаметра и перекрывают интервал от забоя до эксплуатационной колонны с частичным перекрытием конца эксплуатационной колонны, оставляют фильтрованную колонну в интервале продуктивного пласта скважины. 2 з.п. ф-лы.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при интенсификации работы скважин. Способ включает тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва. Скважину оборудуют дополнительной эксплуатационной колонной, межтрубное пространство цементируют. При проведении гидроразрыва прокачивают компоненты по дополнительной эксплуатационной колонне при сообщенном интервале перфорации и верхнего объема скважины, при давлении ниже допустимого на дополнительную эксплуатационную колонну и при поддержании малого расхода жидкости разрыва. Технический результат заключается в обеспечении возможности интенсификации скважины с изношенной эксплуатационной колонной. 1 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при ликвидации водопритока в скважину или заколонного перетока. Способ включает вырезание интервала эксплуатационной колонны, образование каверны и заполнение каверны. Для заполнения каверны используют систему водонабухающих пакеров, состоящую из не менее 4 водонабухающих элементов, по крайней мере 2 из которых располагают напротив вырезанного интервала с возможностью при набухании заполнять каверну, проводят технологическую выдержку для набухания пакеров. 1 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено в скважине, вскрывшей пласт с переслаиваемыми и неоднородными коллекторами. Способ включает тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва. В переслаиваемых и неоднородных коллекторах, имеющих различные значения фильтрационно-емкостных свойств каждого из пропластков, проводят основной процесс гидроразрыва с применением фракций проппанта, включающих в себя начальную фракцию, размерностью 20/40 меш и основную крупную фракцию, размерностью 12/18 меш и более, с концентрацией проппанта не более 500 кг/м3. Повышение концентрации проводят плавно с увеличением не более чем на 50 кг/м3 на каждую стадию, начиная со второй стадии. В конечной стадии закачки проппанта уменьшают расход жидкости до ограничения роста устьевого давления. Технический результат заключается в возможности интенсификации скважины, вскрывшей неоднородный пласт.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважинного нефтепромыслового оборудования, содержащего в своем составе набухающие пакеры. Способ эксплуатации скважинного нефтепромыслового оборудования включает установку набухающего пакера на оборудовании, нанесение на набухающий пакер временного покрытия, спуск оборудования в скважину, удаление временного покрытия, набухание пакера и эксплуатацию оборудования с набухшим пакером. В качестве временного покрытия используют покрытие снижающее трение. Предварительно скважину заполняют жидкостью, в которой набухающий пакер не набухает. После установки оборудования в скважине заменяют скважинную жидкость на жидкость, в которой набухающий пакер набухает, с одновременным удалением временного покрытия.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: по способу проводят закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовой продукции через добывающие скважины. На залежи выбирают участок разработки с остаточными запасами нефти в объеме не менее 3000 т, имеющий пластовое давление, равное или меньшее начального пластового давления, обводненностью добываемой пластовой продукции в пределах 80-99% и приемистостью нагнетательных скважин в переделах 40-140 м3/сут при устьевом давлении в пределах 4-15 МПа, характеризующийся проницаемостью по гидродинамическим исследованиям скважин не менее 500 мД. На данном участке выбирают нагнетательную скважину, интервал перфорации которой согласно гипсометрическим отметкам расположен на максимальной высоте и выше 1 м интервала перфорации ближайшей добывающей скважины. В выбранной нагнетательной скважине ограничивают объемы закачки до значений менее 50 м3/сут. По другим нагнетательным скважинам, расположенным ниже 1 м интервала перфорации добывающей скважины, производят увеличение объемов закачки на 5% и более ранее прокачиваемых объемов. В таком режиме производят закачку в период не менее 3-х месяцев с контролем за изменением в режиме работы добывающих скважин посредством замеров забойного давления и обводненности. Подобные работы проводят с другими группами скважин выбранного участка разработки. 2 пр.
Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений и может быть использовано при разработке нефтяного месторождения с глинистыми коллекторами. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи нефти с глинистым коллектором. Сущность изобретения: способ включает закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовой продукции через добывающие скважины. Для разработки выбирают залежь или участок залежи с пластовым давлением не ниже начального, обводненностью 60% и более и извлекаемыми запасами не менее 40 тыс.т. Затем по данному участку проводят ретроспективный анализ по изменению в динамике пластовых и забойных давлений и выбирают наименее выработанный участок с содержанием глинистой фракции от 2,5% и более. После проведенного анализа производят замещение нескольких проектных точек бурения вертикальных нагнетательных скважин одной нагнетательной скважиной с горизонтальным окончанием. Горизонтальный ствол размещают в пласте с мощностью по простиранию не менее 3 м. Проводку ствола осуществляют на границе перехода породы коллектора из глинистого песчаника в алевролит. После ввода в работу горизонтальной нагнетательной скважины производят закачку жидкости в пласт с постоянным контролем за изменением в режиме работы окружающих добывающих скважин посредством замеров забойного давления и обводненности продукции. После роста забойного давления, достаточного для интенсификации отбора продукции, производят работы по оптимизации глубинно насосного оборудования на больший типоразмер. После проведенного анализа производят замещение нескольких проектных точек бурения вертикальных добывающих скважин одной добывающей скважиной с горизонтальным окончанием. Горизонтальный ствол размещают в пласте с мощностью по простиранию не менее 3 м. Проводку ствола осуществляют на границе перехода породы коллектора из глинистого песчаника в алевролит. После ввода в работу горизонтальной добывающей скважины производят отбор жидкости из пласта с постоянным контролем за изменением в режиме работы окружающих добывающих скважин посредством замеров забойного давления и обводненности продукции. После снижения забойного давления на 10% ниже давления насыщения производят работы по увеличению закачки по влияющим нагнетательным скважинам. 1 з.п. ф-лы, 2 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве скважины. При строительстве нефтедобывающей скважины проводят бурение вертикального ствола через горные породы, в том числе через неустойчивые глинистые породы с входом в продуктивный пласт, спуск эксплуатационной колонны до продуктивного пласта, цементирование заколонного пространства, бурение ствола из эксплуатационной колонны в продуктивный пласт. При вскрытии горизонта с неустойчивыми глинистыми породами механическую скорость бурения назначают не более 6 м/час, бурение ведут с повышенным расходом промывочной жидкости порядка 30-40 л/с с применением буровых растворов плотностью от 1,12 до 1,40 г/см3, после бурения ствола скважины выполняют очистительный рейс буровой компоновки по стволу скважины с проработкой ствола скважины роторным способом при частоте вращения ротора от 40 до 100 об/мин, прокачкой бурового раствора, смешанного с фиброволокном, в объеме 6-15 м3 и расхаживанием буровой компоновки на длину ведущей трубы, для обсаживания ствола скважины производят секционный спуск эксплуатационной колонны, первую секцию эксплуатационной колонны длиной 400-1000 м спускают к забою скважины на бурильном инструменте и цементируют заколонное пространство в интервале от забоя и до головы первой секции, проводят технологическую выдержку на затвердение цемента, производят спуск второй секции эксплуатационной колонны, стыкуют секции, цементируют заколонное пространство, проводят технологическую выдержку на затвердение цемента, опрессовывают эксплуатационную колонну. Обеспечивается предотвращение прихвата бурового инструмента при разбуривании неустойчивых глинистых пород. 1 з.п. ф-лы, 3 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при интенсификации работы скважин методом гидроразрыва пластов. Способ включает тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва с закачкой «подушки» жидкости разрыва. Для проведения гидроразрыва выбирают многопластовую залежь с продуктивными пластами, разделенными непроницаемой перемычкой толщиной не менее 10 м. По скорректированному проекту разрыва давление разрыва поддерживают достаточным для раскрытия трещин разрыва одновременно в двух пластах, проводят основной процесс гидроразрыва пластов с закачкой «подушки» жидкости разрыва в объеме не менее 8 м3. Расход жидкости разрыва поддерживают достаточным для поддержания трещин в открытом состоянии одновременно в двух пластах и исключения закрытия одной из них. Массу закачиваемого проппанта определяют с учетом закрепления трещин в двух пластах. Технический результат заключается в возможности проведения гидроразрыва одновременно в двух продуктивных пластах. 1 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при ремонте скважины с нарушениями обсадной колонны. При осуществлении способа ведут спуск в интервал ремонта пластыря и якоря, посадку якоря, расширение стенок пластыря до их прижатия к стенкам скважины. Работы проводят в скважине с не менее чем 6-дюймовой изношенной эксплуатационной колонной, пластырем перекрывают интервал перфорации эксплуатационной колонны не менее чем на 2 м с каждой стороны. Работы с пластырем проводят в среде водного раствора поверхностно-активного вещества. Спускают в скважину новую эксплуатационную колону, цементируют межтрубное пространство между старой и новой эксплуатационной колонной, перфорируют в интервале продуктивного пласта новую эксплуатационную колонну, цементное кольцо между пластырем и новой эксплуатационной колонной, пластырь и старую эксплуатационную колонну. Повышается надежность герметизации.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает возможность определения производительности закачки нагнетательных скважин и влияния на закачку заколонной циркуляции или перетоков. Сущность изобретения: при разработке нефтяной залежи ведут отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Добывающие скважины, эксплуатирующиеся штанговыми глубинными насосами, переводят с режима эксплуатации с постоянным отбором в режим эксплуатации с постоянным забойным давлением. Выявляют нагнетательные скважины с неявно выраженной заколонной циркуляцией или перетоками. Выявленные нагнетательные скважины запускают под закачку в периодическом режиме с дискретным поступлением жидкости в пласт варьированием от максимально возможного расхода до 0. Контролируют продолжительность работы добывающих скважин, переведенных в режим эксплуатации с постоянным забойным давлением. При увеличении продолжительности работы добывающих скважин определяют производительность закачки по увеличивающемуся пластовому давлению. При положительной производительности закачки нагнетательные скважины с неявно выраженной заколонной циркуляцией или перетоками запускают в работу без ремонта, а добывающие скважины продолжают эксплуатировать в режиме эксплуатации с постоянным забойным давлением. 1 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для интенсификации работы скважин. Способ включает проведение перфорации сверлящим или фрезерным методом, проведение гидроразрыва через образованные перфорационные отверстия и освоение скважины. Плотность перфорации назначают не более 10 отверстий на погонный метр интервала перфорации, гидроразрыв последовательно проводят в пластах, разделенных непроницаемой перемычкой толщиной не менее 7 м. Гидроразрыв каждого пласта проводят в щадящем режиме с малым расходом жидкости разрыва не более 2,0 м3/мин, с пониженным расходом жидкости при замене объема скважины на сшитый гель до величины не более 1,0 м3/мин, пониженной концентрации проппанта не более 1100 кг/м3 и давлении на устье скважины не более 22 МПа. Технический результат заключается в повышении эффективности интенсификации скважины, вскрывшей многопластовую залежь.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к эксплуатации нефтедобывающей скважины с разделением пластовой продукции в скважине или эксплуатации водозаборной скважины, в добываемой пластовой жидкости которой имеется нефть

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обнаружениях солеотложений в нефтепромысловом трубопроводе
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при строительстве горизонтальных скважин малого диаметра

Изобретение относится к нефтяной промышленности
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи
Изобретение относится к области нефтяной и нефтегазовой промышленности и может быть использовано при освоении скважин после бурения и в процессе эксплуатации
Изобретение относится к строительству скважин и может найти применение при бурении скважины через зоны поглощения промывочной жидкости
Изобретение относится к строительству скважин и может найти применение при проводке ствола скважины с большим зенитным углом
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве скважины
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способу строительства скважины

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разделении нефтяной эмульсии на объектах нефтедобычи, транспортировки и подготовки нефти
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи
Изобретение относится к строительству скважин и может найти применение при проводке ствола скважины с большим зенитным углом

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при транспорте нефтяной эмульсии на объектах нефтедобычи, транспортировки и подготовки нефти
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при очистке скважины от асфальтосмолопарафиновых отложений

Изобретение относится к строительству скважин и может найти применение при проводке ствола скважины с большим зенитным углом

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве скважины
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при проходке бурением интервалов пластов с неустойчивыми горными породами
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве куста скважин
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано на нефтяном месторождении для обезвреживания и утилизации продуктов кислотной обработки призабойной зоны скважины
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при проходке бурением интервалов пластов с неустойчивыми горными породами
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве скважины

Изобретение относится к горной промышленности и может найти применение при строительстве нефтяных и газовых скважин
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве скважины малого диаметра

 


Наверх