Способ и система для повышения добычи нефти (варианты)

Авторы патента:


Способ и система для повышения добычи нефти (варианты)
Способ и система для повышения добычи нефти (варианты)
Способ и система для повышения добычи нефти (варианты)
Способ и система для повышения добычи нефти (варианты)
Способ и система для повышения добычи нефти (варианты)
Способ и система для повышения добычи нефти (варианты)
Способ и система для повышения добычи нефти (варианты)

 


Владельцы патента RU 2475633:

ШЛЮМБЕРГЕР ТЕКНОЛОДЖИ Б.В. (NL)

Группа изобретений относится к добыче нефти из скважины и коллектора. Обеспечивает повышение эффективности способа добычи нефти и надежности работы системы для ее добычи. Сущность изобретений: способ и система содержат управление насосом в скважине для создания потока нефти из подземного коллектора на поверхность земли и изменение скорости перекачивания насоса с частотой от около 0,02 до около 0,5 Гц для создания волны давления, которую распространяют в коллектор. 4 н. и 14 з.п. ф-лы, 7 ил.

 

Предшествующий уровень техники

Настоящее изобретение относится к повышению добычи скважинной текучей среды.

Как правило, продуктивность коллектора повышается, когда коллектор подвергается воздействию сейсмической вибрационной энергии, создаваемой при землетрясении. Хотя точный механизм, вызывающей повышение добычи, не вполне понятен, была выдвинута гипотеза, что повышенная продуктивность является результатом того, что сейсмическая вибрационная энергия выжимает нефть, которая вследствие неоднородности коллектора осталась после прежних усилий по добыче.

Предпринимаются многочисленные попытки подвести вибрационную энергию к коллекторам для повышения добычи нефти. Эти попытки включают в себя использование поверхностных сейсмических «ударов», импульсов, получаемых нагнетанием воды, звуковых и ультразвуковых устройств в стволе скважины, и различных взрывных методов.

Сущность изобретения

Согласно изобретению создан способ, пригодный для использования совместно со скважиной и включающий в себя перемещение скважинной текучей среды в скважине. Способ включает в себя повышение добычи текучей среды из коллектора, забоя в скважине, путем управления перекачиванием текучей среды для создания волны давления в текучей среде, которая распространяется в коллектор.

Согласно изобретению создана также скважинная система, содержащая скважинный насос и подсистему управления. Насос перемещает текучею среду, а система управления повышает добычу текучей среды из коллектора путем управления насосом для создания волны давления, которая распространяется в коллектор.

Согласно другому варианту осуществления скважинная система включает в себя колонну и подсистему управления. Колонна включает в себя систему механизированной добычи для перемещения скважинной текучей среды, добываемой из коллектора, на поверхность скважины. Система механизированной добычи включает в себя насос, а подсистема управления повышает добычу текучей среды из коллектора путем управления насосом для создания циклической отраженной волны давления, которая распространяется в коллектор.

Согласно еще одному варианту осуществления способ включает в себя нагнетание текучей среды в первую скважину, включающее в себя действие скважинного насоса. Способ включает в себя управление работой скважинного насоса для повышения добычи текучей среды из по меньшей мере одной дополнительной скважины, расположенной вблизи первой скважины. Повышение добычи текучей среды включает в себя управление действием насоса для создания волны давления, которая распространяется в коллектор, сообщенный с дополнительной скважиной или скважинами.

Преимущества и другие признаки изобретения станут очевидными из нижеследующих чертежей, описания и формулы изобретения.

Краткое описание чертежей

Фиг.1 изображает схематичный вид скважины согласно изобретению.

Фигуры 2, 3, 5, 6 изображают блок-схемы последовательностей операций способов повышения добычи текучих сред из коллектора согласно изобретению.

Фиг.4 изображает график колебательного сигнала, показывающий частоту вращения электродвигателя насоса, показанного на фиг.1, согласно изобретению.

Фиг.7 изображает блок-схему последовательности операций способа повышения добычи текучей среды из продуктивных скважин путем управления операцией перекачивания в расположенной вблизи нагнетательной скважине согласно изобретению.

Подробное описание

Для лучшего понимания настоящего изобретения в нижеследующем описании излагаются его многочисленные подробности. Однако специалистам в данной области техники должно быть понятно, что настоящее изобретение может быть осуществлено на практике без этих подробностей и возможны многочисленные варианты или модификации описанных осуществлений.

Используемые в настоящей заявке термины «выше» и «ниже», «вверх» и «вниз», «верхний» и «нижний», «наверху» и «внизу» и другие аналогичные термины, указывающие на относительные положения выше или ниже заданной точки или элемента, используются в этом описании для более понятного представления некоторых осуществлений изобретения. Однако применительно к оборудованию и способам, предназначенным для использования в скважинах, которые являются наклонно направленными или горизонтальными, такие термины в зависимости от ситуации могут распространяться на «слева направо», «справа налево» или «диагональную зависимость».

На фиг.1 показана скважина 10 (подводная или подземная скважины) в соответствии с осуществлением изобретения, которая включает в себя основной или вертикальный ствол 20 скважины, обсаженный и поддерживаемый обсадной колонной 22. В соответствии с другими осуществлениями изобретения ствол 20 скважины может быть необсаженным. Скважина 10 включает в себя трубчатую колонну 30, проходимую вниз по скважине в стволе 20 и создающую по меньшей мере одну зону 40, в которой колонна 30 принимает скважинную текучею среду, перемещаемую по колонне 30 на поверхность скважины 10.

Зона 40 может быть создана, например, между верхним 36 и нижним 38 пакерами, образующими соответствующие кольцевые уплотнения между трубчатой колонной 30 и внутренней стороной обсадной колонны 22 (в предположении, что скважина 10 обсажена). Поступающая скважинная текучая среда втекает в клапан, такой как циркуляционный клапан 42 колонны 30, и перемещается на поверхность скважины по центральному проходу колонны.

В соответствии с осуществлениями изобретения, описываемыми в настоящей заявке, скважина 10 включает в себя систему механизированной добычи, имеющую по меньшей мере скважинный насос 44 (электрический погружной насос или электровинтовой насос в качестве только неограничивающего примера), который может быть частью колонны 30. Более конкретно, в соответствии с осуществлениями изобретения силовой кабель 12 протянут вниз по скважине для передачи электрической энергии (например, трехфазной электрической энергии) к насосу 44 для подъема добываемой скважинной текучей среды из зоны 40 по колонне 30 к поверхности скважины 10.

В соответствии с некоторыми осуществлениями изобретения расположенный на поверхности контроллер 32 привода электродвигателя с регулируемой частотой вращения управляет скоростью перекачивания насоса 44 путем регулирования электрической энергии, которая передается вниз по скважине к насосу 44 по силовому кабелю 12. В свою очередь, контроллер 42 привода с регулируемой частотой вращения управляется наземным контроллером 48, который может получать по силовому кабелю 12 данные о давлении (дополнительно описанные ниже) из забоя скважины, которые являются кодированными. На основании данных о давлении и, возможно, других данных (дополнительно описанных ниже) наземный контроллер 48 устанавливает связь с контроллером 32 привода с регулируемой частотой вращения с целью изменения скорости перекачивания насоса 44.

Как описывается более подробно ниже, с целью повышения добычи нефти насосом 44 управляют так, чтобы создавалась отраженная циклическая волна давления, которая распространяется в коллектор (коллекторы) скважины. В соответствии с некоторыми осуществлениями изобретения в качестве не создающего ограничения примера волна давления может иметь частоту около 0,10 Гц и амплитуду порядка 50 фунтов/дюйм2. Эта волна давления доставляет вибрационную энергию в коллектор (коллекторы) скважины 10, что повышает добычу нефти из коллектора (коллекторов). Поскольку мощность насоса 44 может быть порядка нескольких сотен лошадиных сил, то волна давления может быть относительно сильнодействующей (по сравнению с обычными механизмами для генерации вибрационной энергии), и поэтому насос 44 является весьма эффективным при передаче вибрационной энергии к коллектору (коллекторам).

В качестве более конкретного примера в соответствии с некоторыми осуществлениями изобретения текучая среда, которая принимается в зоне 40, может добываться из различных перфорированных продуктивных зон 70 горизонтального или наклонно направленного ствола 50 скважины. В зависимости от конкретного осуществления изобретения каждая продуктивная зона 70 может быть создана между пакерами 71, образующими кольцевые уплотнения между узлом 60 песчаного фильтра и стенкой ствола скважины. В каждой зоне 70 узел 60 песчаного фильтра может включать в себя, например, два изоляционных пакера 71 и песчаный фильтр 62. В общем случае песчаный фильтр 62 фильтрует входящие частицы из добываемой скважинной текучей среды, так что отфильтрованная скважинная текучая среда втекает в центральный проход узла 60 песчаного фильтра и в зону 40, где скважинная текучая среда принимается в центральный проход трубчатой колонны 30.

В соответствии с осуществлениями изобретения, описываемыми в настоящей заявке, в ходе добычи текучей среды из скважины 10 вследствие откачивающего действия насоса 44 скважинная текучая среда вытекает из зоны 70 в зону 40, в центральный проход трубчатой колонны 30 и затем на поверхность скважины 10.

Заявитель отмечает, что скважина 10, которая показана на фиг.1, является типичной по своему характеру и что насос 44 и относящиеся к нему способы управления, которые раскрыты в настоящей заявке, могут быть точно так же применены в других скважинах. Например, в качестве варианта продуктивные зоны скважины могут быть расположены в основном стволе 20 скважины ниже насоса 44. В качестве другого примера скважина может быть нагнетательной скважиной. Поэтому предполагаются многочисленные варианты в объеме прилагаемой формулы изобретения, и скорость перекачивания (то есть частоту вращения электродвигателя насоса) можно непрерывно изменять для непрерывного изменения скорости движения перекачиваемой текучей среды, действие которого создает отраженную циклическую волну давления для доставки вибрационной энергии к коллектору (коллекторам).

На фиг.2 в сочетании с фиг.1 проиллюстрирован способ 100 в соответствии с изобретением, который включает в себя на стадии 104 использование насоса в системе механизированной добычи для перемещения скважинной текучей среды на поверхность скважины. Способ 100 включает в себя стадию 108 повышения добычи нефти из коллектора, содержащую изменение скорости перекачивания насоса для создания отраженной циклической волны давления, которая распространяется в коллектор.

Заявитель отмечает, что в других осуществлениях изобретения скорость перекачивания насоса 44 может изменяться согласно ряду возможных периодических функций (например, чисто синусоидальной, релейной последовательности импульсов и т.д.) для создания изменяющейся во времени периодической волны давления. Однако в соответствии с другими осуществлениями изобретения скорость перекачивания насоса 44 можно изменять по непериодическому закону.

Например, согласно другим осуществлениям изобретения перекачивание может с перерывами ускоряться или замедляться на непериодических интервалах. В качестве еще одного варианта осуществления изобретения перекачивание может быть относительно постоянным до тех пор, пока не определяют (на основании модели, скважинных измерений и т.д.), что для повышения производительности скважины необходимо создание вибрационной энергии. В это время скорость перекачивания насоса может быть изменена для создания вибрационной энергии. Таким образом, предполагаются многочисленные варианты, и они находятся в объеме прилагаемой формулы изобретения.

В вариантах изобретения, в которых создают циклическую волну давления, циклическая волна давления имеет соответствующие амплитуду и частоту. Амплитуда волны давления является мерой энергии волны, и установлено, что в большинстве случаев при амплитуде давления от около 50 фунтов/дюйм2 до 200 фунтов/дюйм2 повышается добыча нефти из коллектора. Кроме того, установлено, что при частоте ниже около 1 Гц в большинстве случаев добыча нефти повышается. Заявитель отмечает, что эти амплитуды и частоты даны только для примера, поскольку предполагаются другие амплитуды и частоты, и они находятся в объеме прилагаемой формулы изобретения.

Для «настройки» отраженной волны давления скважина 10 согласно осуществлениям изобретения включает в себя по меньшей мере один датчик для контроля создания волны давления и/или контроля давления на поверхности контакта с перфорациями. Таким образом, контроллер 49 (фиг.1), который может быть расположен, например, в трубчатой колонне 30, может контролировать создаваемую волну давления с помощью датчиков, описанных дополнительно ниже, и передавать кодированные данные о давлении к наземному контроллеру 48 с целью управления насосом 44 до оптимизации волны давления на поверхности контакта с перфорациями. Кроме того, управление насосом 44 можно изменять до достижения заданного давления на поверхности песчаного пласта (полное давление на поверхности контакта с перфорациями). В этом смысле давление на поверхности песчаного пласта является по меньшей мере одной мерой продуктивности скважины, а в соответствии с некоторыми осуществлениями изобретения контроллер 48 может изменять управление насосом 44 для максимизации давления на поверхности песчаного пласта.

В качестве более конкретного примера контроллер 48 может формировать осциллирующую составляющую сигнала управления насосом для регулирования скорости перекачивания насоса, и в зависимости от фактической волны давления, которая выявляется посредством одного или нескольких основанных на использовании датчиков измерений, контроллер 48 может изменять сигнал управления для уменьшения или повышения амплитуды волны давления, изменения частоты волны и т.д. Параметры (частота, амплитуда, форма сигнала давление-время и т.д.) необходимой волны давления могут быть основаны на вычислениях, эмпирических данных и/или непрерывных измерениях продуктивности скважины в зависимости от измеряемых характеристик волны давления (таких, как частота и амплитуда). Таким образом, предполагаются многочисленные варианты, и они находятся в объеме прилагаемой формулы изобретения.

В соответствии с некоторыми осуществлениями изобретения контроллер 48 управляет частотой вращения электродвигателя насоса на основании одного или нескольких результатов измерений давления, которые регистрируют в забое скважины. Более конкретно, в соответствии с некоторыми вариантами осуществления изобретения скважина 10 включает в себя датчики 37, 39, 46, 64 (например, датчики давления), которыми предоставляются показания давления на заборном отверстии насоса 44 с помощью датчика 37, выпускном отверстии насоса 44 с помощью датчика 46 и забойное давление с помощью датчика 64 или 39. В некоторых вариантах изобретения скважина 10 включает в себя датчик 64 в каждой зоне 70, так что контроллер 48 может корректировать управление насосом 44 в соответствии с волной, которая распространяется в каждую из зон 70.

Кроме того, в некоторых осуществлениях изобретения датчики вибрации могут быть расположены на насосе 44 (такие, как, например, датчик 45 вибрации на выпускном отверстии насоса и датчик 38 вибрации на заборном отверстии насоса) для обеспечения контроллера 48 информацией, показывающей влияние показателя скорости перекачивания насоса на механическую вибрацию насоса.

На фиг.3 показан способ 150, который может быть использован в соответствии с некоторыми осуществлениями изобретения для адаптивного управления насосом 44 на протяжении относительно короткой шкалы времени (например, шкалы времени меньше одного дня). Согласно способу 150 измеряют на стадии 154 давление на поверхности песчаного пласта и измеряют на стадии 158 давление на выпускном отверстии насоса. Кроме того, согласно блоку 160 измеряют механическую вибрацию насоса. На основании этих измерений определяют на стадии 162, настроена ли система. Если не настроена, то на стадии 166 корректируют управление скоростью перекачивания насоса. Кроме того, могут быть измерены сигналы механической вибрации насоса на выпускном отверстии насоса на стадии 171 и заборном отверстии насоса на стадии 172 и при этом определяют на стадии 170, будет ли безопасным для работы насоса 44 новый показатель скорости перекачивания. Если работа не является безопасной, управление скоростью перекачивания насоса корректируют на стадии 166. Затем управление возвращают к стадии 154 с целью продолжения контроля и, если необходимо, корректировки скорости перекачивания насоса.

Заявитель отмечает, что в зависимости от конкретного осуществления изобретения система управления насосом может быть автономной или может управляться с поверхности скважины 10. Например, в соответствии с некоторыми осуществлениями изобретения результаты измерений давления могут передаваться на поверхность скважины с помощью проводной или беспроводной связи, так что скорость перекачивания насоса 44 может регулироваться вручную оператором или автоматически контроллером на поверхности. В других осуществлениях изобретений, в таких осуществлениях, в которых используется насос с гидроприводом, наземное управление может быть перемещено в забой скважины. Таким образом, предполагаются многочисленные варианты, и они находятся в объеме прилагаемой формулы изобретения.

В соответствии с некоторыми осуществлениями изобретения на фиг.4 показан пример колебательного сигнала 110 во времени для регулирования частоты вращения электродвигателя насоса 44 с целью создания циклической волны давления, которая распространяется в коллектор (коллекторы) скважины 10. Частота вращения электродвигателя имеет среднее значение (обозначенное RAVG на фиг.4) и медленно изменяющуюся циклическую составляющую, которая изменяется между верхним порогом частоты вращения (обозначенным RH на фиг.4) и нижним порогом частоты вращения (обозначенным RL на фиг.4). В связи с этим частота вращения имеет участки 112, на которых частота вращения сохраняется на уровне средней частоты RAVG вращения, участки 114, на которых частота вращения сохраняется на уровне верхнего порога RH частоты вращения, и участки 116, на которых частота вращения сохраняется на уровне нижнего порога RL частоты вращения.

В соответствии с некоторыми осуществлениями изобретения в качестве более конкретного примера колебательный сигнал имеет частоту от около 0,05 до 0,2 Гц (от 3 до 12 периодов/мин), а амплитуда колебательного сигнала 110 превышает приблизительно на 10% существующую при средней частоте RAVG вращения. В связи с этим, например, если средняя частота RAVG вращения насоса 44 составляет 3500 об/мин (в качестве не создающего ограничения примера), то верхний порог RH частоты вращения составляет около 3850 об/мин и нижний порог RL частоты вращения составляет около 3150 об/мин.

Максимизация давления в забое скважины необязательно дает наивысшую продуктивность скважины. Кроме того, конкретный колебательный сигнал управления скоростью перекачивания насоса 44 может зависеть от конкретной внутрискважинной среды и множества других факторов, которые может быть нелегко прогнозировать. В соответствии с некоторыми осуществлениями изобретения для определения оптимального управления скоростью перекачивания насоса 44 может быть использован способ, такой как способ 200, который показан на фиг.5. Способ 200 представляет собой адаптивный способ, который может осуществляться на протяжении более продолжительной шкалы времени (например, шкалы времени из нескольких дней) по сравнению со способом 150 из фиг.3 и может включать в себя «диапазон» разнообразных возможных алгоритмов управления электродвигателем насоса 44 с целью определения оптимального алгоритма управления для насоса 44. При этом способ 200 включает в себя проверку на протяжении ряда временных интервалов, изменение управления скоростью перекачивания насоса 44 в начале каждого временного интервала (например, каждого дня) и наблюдение результатов (продуктивности, внутрискважинных измерений и т.д.).

Более конкретно, в соответствии с осуществлениями изобретения способ 200 включает в себя переход на стадии 204 к следующему колебательному сигналу управления насосом (например, к колебательному сигналу, имеющему иные частоту, амплитуду, профиль напряжение-время и т.д. по сравнению с другими колебательными сигналами). Переход может происходить, например, на ежедневной основе во время проверки. Затем на протяжении интервала регистрируют такие параметры, как давление на стадии 208 и добычу на стадии 212 скважинной текучей среды. Когда определяют на стадии 216, что текущий интервал заканчивается (например, начиная со следующего дня), то определяют на стадии 220, завершена ли проверка. Если это так, то на стадии 224 выбирают колебательный сигнал управления насосом, который обеспечивает наилучшие результаты (например, наивысшую добычу). В противном случае осуществляют переход к следующему колебательному сигналу управления насосом на стадии 204.

В соответствии с некоторыми осуществлениями изобретения способы, которые описаны в настоящей заявке, могут быть использованы в нагнетательных скважинах. Поэтому способы также применимы для повышения приемистости нагнетательных скважин, то есть снижения давления нагнетания. В соответствии с этими осуществлениями изобретения способ 290 (фиг.6) включает в себя использование на стадии 294 скважинного насоса в нагнетательной системе для передачи текучей среды в скважину и повышение на стадии 298 продуктивности коллектора, которое включает в себя изменение скорости перекачивания насоса для создания циклической волны давления, которая отражается в коллектор.

В качестве еще одного примера дополнительного осуществления изобретения способы, которые описаны в настоящей заявке, могут быть использованы в нагнетательной скважине с целью повышения добычи из окружающих продуктивных скважин. Иначе говоря, циклическая отраженная волна давления может быть создана в нагнетательной скважине и использована с целью стимулирования расположенных поблизости окружающих продуктивных скважин, таких, как, например, продуктивные скважины, которые расположены в пределах определенного радиуса (например, в пределах радиуса, составляющего одну милю), исходящего от нагнетательной скважины. Более конкретно, что касается фиг.7, то способ 300 включает в себя использование на стадии 304 внутрискважинного насоса для нагнетания текучей среды в центральную нагнетательную скважину и повышение на стадии 308 продуктивностей расположенных вблизи продуктивных скважин. Повышение продуктивности включает в себя изменение скорости перекачивания насоса для создания циклической волны давления, которая отражается в коллектор.

Хотя настоящее изобретение было описано применительно к ограниченному числу осуществлений, специалисты в данной области техники способны осуществить многочисленные модификации и варианты его. Подразумевается, что прилагаемая формула изобретения охватывает все такие модификации и варианты как попадающие в рамки истинной сущности и объем этого настоящего изобретения.

1. Способ добычи нефти из скважины, содержащий управление насосом в скважине для создания потока нефти из подземного коллектора на поверхность земли и изменение скорости перекачивания насоса с частотой от около 0,02 до около 0,5 Гц для создания волны давления, которую распространяют в коллектор.

2. Способ по п.1, в котором изменением скорости перекачивания насоса создают отраженную волну давления в нефти, которая является волной, падающей на коллектор.

3. Способ по п.1, в котором изменением скорости перекачивания насоса создают циклическую волну давления в нефти, которая является волной, падающей на коллектор.

4. Способ по п.1, в котором изменение скорости перекачивания насоса содержит измерение по меньшей мере одного давления и управление перекачиванием нефти на основе указанного по меньшей мере одного давления.

5. Способ по п.4, в котором по меньшей мере одно давление представляет собой давление на выпускном отверстии насоса, заборном отверстии насоса или давление на поверхности песчаного пласта.

6. Способ по п.1, в котором изменение скорости перекачивания насоса содержит измерение вибрации насоса и управление перекачиванием нефти на основе измеренной вибрации.

7. Скважинная система для добычи нефти из скважины, содержащая скважинный насос для добычи нефти и подсистему управления для повышения добычи нефти из коллектора путем изменения скорости перекачивания насосом с частотой от около 0,02 до около 0,5 Гц для создания волны давления, которая имеет возможность распространения в коллектор.

8. Система по п.7, в которой волна давления представляет собой отраженную волну давления.

9. Система по п.7, в которой волна давления представляет собой циклическую волну давления.

10. Система по п.7, в которой насос представляет собой электрический погружной насос или винтовой насос.

11. Система по п.7, дополнительно содержащая по меньшей мере один датчик для измерения по меньшей мере одной характеристики нефти, при этом подсистема управления адаптирована для изменения скорости перекачивания насоса на основе измеренной по меньшей мере одной характеристики.

12. Система по п.11, в которой по меньшей мере один датчик представляет собой датчик давления или датчик вибрации.

13. Система по п.11, в которой по меньшей мере один датчик представляет собой датчик давления для измерения давления нефти, давления на выпускном отверстии насоса, давления на заборном отверстии насоса или давления на поверхности песчаного пласта.

14. Система для добычи нефти из скважины, содержащая колонну, содержащую систему механизированной добычи для перемещения нефти из коллектора на поверхность скважины, имеющую насос, и подсистему управления насосом для создания циклической отраженной волны давления, которая имеет возможность распространения в коллектор с частотой от около 0,02 до около 0,5 Гц.

15. Система по п.14, в которой насос представляет собой электрический погружной насос или винтовой насос.

16. Способ добычи нефти из коллектора, содержащий нагнетание текучей среды в первую скважину, включающее действие скважинного насоса в первой скважине, и повышение добычи нефти из по меньшей мере одной дополнительной скважины, расположенной вблизи первой скважины, включающее в себя управление действием насоса в первой скважине для создания волны давления с частотой от около 0,02 до около 0,5 Гц в коллекторе, сообщенном с по меньшей мере одной дополнительной скважиной.

17. Способ по п.16, в котором повышение добычи нефти содержит создание отраженной волны давления в текучей среде, нагнетаемой в первую скважину.

18. Способ по п.16, в котором повышение добычи нефти содержит создание циклической волны давления, которую распространяют в коллектор.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к области разработки нефтяных залежей горизонтальными скважинами. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к области разработки нефтяных залежей горизонтальными скважинами. .

Изобретение относится к области добычи нефти, в частности к способам интенсификации вытеснения пластовой жидкости из слоисто-неоднородных пластов при осуществлении газовой репрессии в указанные пласты, и может быть использовано при подземном хранении газа в пористых пластах.

Изобретение относится к нефтегазод сбывающей промышленности, к области разработки нефтяных месторождений, приуроченных к куполообразным поднятиям, и может быть использовано в заключительной стадии эксплуатации месторождений.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны пласта для интенсификации притока пластового флюида к скважине.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. .
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при добыче продукции из скважины, в частности нефти, при осложнениях, связанных с повышенным газовым фактором - высоким содержанием попутного газа в добываемой продукции.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтегазовых месторождений с обводненными и неоднородными по проницаемости коллекторами, характеризующимися вертикальной трещиноватостью

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к способам разработки нефтяной залежи с применением газа
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к разработке малоамплитудных нефтегазовых залежей с ограниченными по площади размерами и с малым этажом нефтегазоносности, предназначенных для газоснабжения местных потребителей на собственные нужды

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки продуктивного пласта с низкопроницаемым участком

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом с целью интенсификации добычи и увеличения нефтеотдачи пластов, обеспечивает упрощение и удешевление способа, повышение качества герметизации заколонного пространства в интервале перфорации продуктивного пласта

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для разработки нефтяных залежей сообщаемыми через продуктивный пласт скважинами
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяного многопластового месторождения
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи
Наверх