способ интенсификации работы скважины

Классы МПК:E21B43/26 формированием трещин или разрывов 
E21B29/10 восстановление обсадных труб, например выпрямление
Автор(ы):, , , ,
Патентообладатель(и):Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)
Приоритеты:
подача заявки:
2013-10-25
публикация патента:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для интенсификации работы скважин с дефектной эксплуатационной колонной. Способ включает тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва. При этом скважину в месте дефектов эксплуатационной колонны оборудуют летучкой без упора на забой, межтрубное пространство между летучкой и эксплуатационной колонной цементируют, перфорируют эксплуатационную колонну в интервале пласта кумулятивной системой с плотностью от 20 до 30 отверстий на погонный метр при диаметре создаваемых отверстий не менее 20 мм, спускают колонну насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм с пакером и хвостовиком диаметром 89 мм. Пакер устанавливают в эксплуатационной колонне выше летучки на 8-30 м, низ хвостовика располагают выше кровли пласта на 10-30 м. При проведении гидроразрыва прокачивают компоненты по колонне насосно-компрессорных труб с закачкой песчано-жидкостной смеси при значениях концентрации, не превышающих 500 кг/м3 , и с расходом жидкости от 1,8 до 2,6 м3/мин. Технический результат заключается в обеспечении проведения гидроразрыва в скважине с изношенной эксплуатационной колонной. 1 з.п. ф-лы, 1 ил. способ интенсификации работы скважины, патент № 2527913

Рисунки к патенту РФ 2527913

способ интенсификации работы скважины, патент № 2527913

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при интенсификации работы скважины с дефектной эксплуатационной колонной.

Известен способ гидроразрыва пласта, в котором предварительно производят анализ технической воды, тестируют гелеобразователь на растворимость в воде и структурообразование, при удовлетворительном результате растворяют гелеобразователь в воде и вновь тестируют на структурообразование, при удовлетворительных результатах в раствор гелеобразователя в воде добавляют стабилизатор глин, деэмульгатор и регулятор деструкции, закачивают в скважину полученный раствор и в процессе закачки в раствор вводят деструктор и сшиватель, образуя тем самым жидкость разрыва, закачкой заменяют объем скважины на жидкость разрыва, останавливают закачку и производят запись спада давления, возобновляют закачку жидкости разрыва с рабочим расходом на гидравлический разрыв, закачивают «подушку» жидкости разрыва в объеме от 3 до 6 м3, затем выполняют закачку пробной пачки жидкости разрыва с проппантом массой до 1 т с концентрацией от 30 до 200 кг/м3, доводят ее до интервала перфорации, отмечают начальное устьевое давление и затем регистрируют характер его изменения в процессе прохождения пачки через интервал перфорации и движения ее по трещине, пачку продавливают жидкостью разрыва без проппанта в объеме 1,5-1,8 м3, производят продавку жидкости разрыва в объеме, равном объему колонны насосно-компрессорных труб, подпакерной зоны до кровли интервале перфорации и еще 2-4 м3, останавливают продавку и производят запись спада давления, производят запись и обработку интенсивности снижения устьевого давления, полученные данные обрабатывают, получают данные об эффективности работы жидкости разрыва, значении давления, градиента напряжения в пласте, времени и давлении смыкания трещины, поровом давлении в коллекторе, гидравлических потерях давления в интервале перфорации и призабойной части пласта, на основе полученных данных производят адаптацию проектных данных процесса гидроразрыва к полученных данным обработки тестовой закачки, откорректированные данные используют для повторного расчета трехмерной модели гидроразрыва и проведения уточненного варианта гидроразрыва, изменяют первоначальный план проведения основного процесса гидроразрыва путем замены первоначальных данных горногеологических коэффициентов на полученные программой после проведения процесса тестовой закачки, проводят измененный основной процесс гидроразрыва, при проведении измененного основного процесса гидроразрыва на основе произведенных расчетов производят набор необходимого объема технологической воды и приготовление геля с проведением тестирования, при удовлетворительных результатах теста процесс гидроразрыва проводят в соответствии с измененным планом, где объем конечной продавки определяют как сумму объема колонны насосно-компрессорных труб и подпакерной зоны до кровли интервала перфорации, при выявлении роста устьевого давления при закачке пробной пачки жидкости разрыва с проппантом на величину от 1 до 2,5 МПа увеличивают объем закачиваемого проппанта малой и средней фракции 20/40, 16/30 и 16/20 меш на минимальных концентрациях от 30 до 120 кг/м3 до 800-1000 кг на стадию, эффективность данного мероприятия оценивают по снижению устьевого давления по мере прохождения данной пачки проппанта через зону перфорации и при снижении давления на 1 и более МПа делают вывод, что гидравлическая связь с пластом улучшена и процесс гидроразрыва следует выполнять согласно запланированным параметрам по измененному плану, при отсутствии признаков восстановления связи с пластом концентрацию подачи проппанта в следующих стадиях снижают, ограничиваясь максимальными значениями до 350-400 кг/м3, закачку проппантно-гелевой смеси выполняют двумя порциями, в первой порции дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей полный процесс разложения геля, и времени смыкания трещины не менее 12 часов, во второй порции дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей процесс полного разложения геля, и времени смыкания трещины не более 4 часов, по окончании закачки проппантно-гелевой смеси насосные агрегаты останавливают и производят запись спада давления для получения информации о качестве проведения процесса гидроразрыва, об интенсивности спада давления, наличии остаточной связи с пластом, отсутствии эффекта перепродавки, после чего устье скважины закрывают, скважину оставляют для ожидания спада давления, по окончании необходимого времени для деструкции геля производят стравливание остаточного устьевого давления до атмосферного, начало стравливания избыточного давления производят по истечении 4-х часов, при давлении свыше 4 МПа на устьевом манометре стравливание производят с расходом не более 30 л/мин до атмосферного, а при давлении менее 4 МПа на устьевом манометре стравливание производят полным открытием устьевой задвижки, устье скважины разгерметизируют, производят срыв пакера и подъем подземного оборудования (патент РФ № 2453694, опубл. 20.06.2012).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ гидроразрыва пласта, согласно которому предварительно производят анализ технической воды, тестируют гелеобразователь на растворимость в воде и структурообразование, при удовлетворительном результате растворяют гелеобразователь в воде и вновь тестируют на структурообразование, при удовлетворительных результатах в раствор гелеобразователя в воде добавляют стабилизатор глин, деэмульгатор и регулятор деструкции, закачивают в скважину полученный раствор и в процессе закачки в раствор вводят деструктор и сшиватель, образуя тем самым жидкость разрыва, закачкой заменяют объем скважины на жидкость разрыва, останавливают закачку и производят запись спада давления, возобновляют закачку жидкости разрыва с рабочим расходом на гидравлический разрыв, закачивают «подушку» жидкости разрыва в объеме от 3 до 6 м3, затем выполняют закачку пробной пачки жидкости разрыва с проппантом массой до 1 т с концентрацией от 30 до 200 кг/м3, доводят ее до интервала перфорации, отмечают начальное устьевое давление и затем регистрируют характер его изменения в процессе прохождения пачки через интервал перфорации и движения ее по трещине, пачку продавливают жидкостью разрыва без проппанта в объеме 1,5-1,8 м3, производят продавку жидкости разрыва в объеме, равном объему колонны насосно-компрессорных труб, подпакерной зоны до кровли в интервале перфорации и еще 2-4 м3 , останавливают продавку и производят запись спада давления, производят запись и обработку интенсивности снижения устьевого давления, полученные данные обрабатывают, получают данные об эффективности работы жидкости разрыва, значении давления, градиента напряжения в пласте, времени и давлении смыкания трещины, поровом давлении в коллекторе, гидравлических потерях давления в интервале перфорации и призабойной части пласта, на основе полученных данных производят адаптацию проектных данных процесса гидроразрыва к полученных данным обработки тестовой закачки, откорректированные данные используют для повторного расчета трехмерной модели гидроразрыва и проведения уточненного варианта гидроразрыва, изменяют первоначальный план проведения основного процесса гидроразрыва путем замены первоначальных данных горно-геологических коэффициентов на полученные программой после проведения процесса тестовой закачки, проводят измененный основной процесс гидроразрыва, при проведении измененного основного процесса гидроразрыва на основе произведенных расчетов производят набор необходимого объема технологической воды и приготовление геля с проведением тестирования, при удовлетворительных результатах теста процесс гидроразрыва проводят в соответствии с измененным планом, где объем конечной продавки определяют как сумму объема колонны насосно-компрессорных труб и подпакерной зоны до кровли интервала перфорации, закачку проппантно-гелевой смеси выполняют двумя порциями, в первой порции устанавливают концентрацию проппанта до 300 кг/м3, дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей полный процесс разложения геля и времени смыкания трещины не менее 12 часов, во второй порции устанавливают концентрацию проппанта свыше 300 кг/м3 , дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей процесс полного разложения геля и времени смыкания трещины не более 4 часов, по окончании продавки проппантно-гелевой смеси насосные агрегаты останавливают и производят запись спада давления для получения информации о качестве проведения процесса гидроразрыва, об интенсивности спада давления, наличии остаточной связи с пластом, отсутствии эффекта перепродавки, после чего устье скважины закрывают, оборудование демонтируют и скважину оставляют для ожидания спада давления, по окончании необходимого времени для деструкции геля производят стравливание остаточного устьевого давления до атмосферного, начало стравливания избыточного давления производят по истечении 4-х часов, при давлении свыше 4 МПа на устьевом манометре стравливание производят с расходом не более 30 л/мин до атмосферного, а при давлении менее 4 МПа на устьевом манометре стравливание производится полным открытием устьевой задвижки, устье скважины разгерметизируют, производят срыв пакера и подъем подземного оборудования (патент РФ № 2453695, опубл. 20.06.2012 - прототип).

Общим недостатком известных способов является невозможность проведения процесса гидроразрыва в скважине с изношенной эксплуатационной колонной.

В предложенном изобретении решается задача повышения качества интенсификации скважины с изношенной эксплуатационной колонной, оборудованной цементируемой летучкой малого диаметра, установленной без упора на забой.

Задача решается тем, что в способе интенсификации работы скважины, включающем тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва, согласно изобретению при наличии дефектной эксплуатационной колонны скважину в месте дефектов эксплуатационной колонны оборудуют летучкой без упора на забой, межтрубное пространство между летучкой и эксплуатационной колонной цементируют, перфорируют эксплуатационную колонну в интервале пласта кумулятивной системой с плотностью от 20 до 30 отверстий на погонный метр при диаметре создаваемых отверстий не менее 20 мм, спускают колонну насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм с пакером и хвостовиком диаметром 89 мм, пакер устанавливают в эксплуатационной колонне выше летучки на 8-30 м, низ хвостовика располагают выше кровли пласта на 10-30 м.

При проведении гидроразрыва прокачивают компоненты по колонне насосно-компрессорных труб с закачкой песчано-жидкостной смеси при значениях концентрации, не превышающих 500 кг/м 3, и с расходом жидкости от 1,8 до 2,6 м3/мин.

Сущность изобретения

Проведение стандартного гидроразрыва пласта в скважине с дефектной эксплуатационной колонной, оборудованной цементируемой летучкой меньшего, чем эксплуатационная колонна диаметра, установленной без упора на забой, технически невозможно. Стандартное размещение пакера с колонной насосно-компрессорных труб над интервалом перфорации невозможно по причине невозможности прохождения пакерующих устройств, предназначенных для посадки в эксплуатационной колонне основного диаметра (146, 168 мм), через сужение в виде установленной цементируемой летучки малого диаметра без упора на забой. Во многих же случаях на скважинах с указанной нестандартной конструкцией метод гидроразрыва пласта - единственный эффективный метод интенсификации трудноизвлекаемых запасов. В предложенном изобретении решается задача обеспечения технической возможности проведения гидроразрыва пластов в скважине с изношенной эксплуатационной колонной, оборудованной цементируемой летучкой малого диаметра, установленной без упора на забой. Задача решается следующим образом.

При интенсификации работы скважину оборудуют в соответствии с фиг.1. На фиг.1 представлена 1 - эксплуатационная колонна, 2 - летучка, 3 - забой, 4 - колонна насосно-компрессорных труб, 5 - пакер, 6 - хвостовик, 7 - продуктивный пласт.

Скважину оборудуют летучкой 2 меньшего, чем эксплуатационная колонна 1 диаметра, без упора на забой 3, устанавливаемой на место дефекта эксплуатационной колонны 1: место несплошности, глубокой каверны, место интенсивной коррозии и т.п. Наличие летучки 1, представляющей собой колонну труб с диаметром, меньшим, чем диаметр эксплуатационной колонны 1, уменьшает диаметр скважины. Для установки пакера 5 в эксплуатационной колонне 1 ниже летучки 2 такого уменьшенного диаметра для прохождения через летучку приходится применять колонну насосно-компрессорных труб 4 малого диаметра от 60 до 73 мм, обладающей малой пропускной способностью. При нагнетании жидкости разрыва с расклинивающим материалом по такой колонне происходит рост давления из-за малого проходного сечения. В большинстве случаев невозможно закачать достаточно большой объем проппанта и создать высокую концентрацию расклинивающего агента для создания оптимальных параметров трещины разрыва, так же высоки риски получения технологического «стопа» при гидроразрыве.

Межтрубное пространство между летучкой 2 и дефектной эксплуатационной колонной 1 цементируют. Перед проведением гидроразрыва перфорируют эксплуатационную колонну 1 в интервале продуктивного нефтенасыщенного пласта 7 кумулятивной системой с плотностью от 20 до 30 отверстий на погонный метр с диаметром создаваемых отверстий не менее 20 мм. Спускают колонну насосно-компрессорных труб 4 диаметром 89 мм с пакером 5 и расположенным ниже пакера 5 хвостовиком 6 диаметром 89 мм. Пакер 5 устанавливают в эксплуатационной колонне 1 выше летучки 2 на 8-30 м, низ хвостовика 6 проводят внутри летучки 2 и располагают выше кровли продуктивного пласта 7 на 10-30 м. При проведении гидроразрыва прокачивают компоненты по колонне насосно-компрессорных труб 4 с закачкой песчано-жидкостной смеси при значениях концентрации, не превышающих 500 кг/м3, и с расходом жидкости от 1,8 до 2,6 м 3/мин.

Установка пакера 5 ниже 8 м от летучки 2 отрицательно воздействует на цементный камень в межтрубном пространстве между летучкой 2 и эксплуатационной колонной 1. Установка пакера 5 выше 30 м от летучки 2 вовлекает в работу повышенный объем эксплуатационной колонны 1 и может привести к появлению дефектных мест в колонне 1.

Размещение хвостовика 6 внутри летучки 2 и выше кровли продуктивного пласта 7 менее чем на 10 м приводит к возникновению потока жидкости разрыва вдоль перфорационных отверстий, что отрицательно сказывается на процессе гидроразрыва. Размещение хвостовика 6 внутри летучки 2 и выше кровли продуктивного пласта 7 более чем на 30 м приводит увеличению нахождения проппантной смеси в стволе скважины, возникает возможность расслоения и оседания материала гидроразрыва.

Перфорация эксплуатационной колонны 1 в интервале продуктивного нефтенасыщенного пласта 7 кумулятивной системой с плотностью менее 20 отверстий на погонный метр с диаметром создаваемых отверстий менее 20 мм снижает эффективность гидроразрыва, а перфорация кумулятивной системой с плотностью более 30 отверстий на погонный метр снижает прочность эксплуатационной колонны 1 и может привести к ее разрушению или к нарушению сплошности цементного камня за колонной.

Закачка песчано-жидкостной смеси при значениях концентрации, превышающих 500 кг/м3 , приводит к появлению «стопа», т.е. остановке процесса из-за закупоривания оборудования. Применение расхода жидкости до 1,8 м3/мин сильно замедляет процесс, а применение расхода жидкости более 2,6 приводит к росту устьевого давления, что может привести к появлению дефектных мест в обсадной колонне ниже пакера.

Как и при гидроразрыве, в скважине с неизношенной эксплуатационной колонной гидроразрыв включает тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. Проводят интенсификацию работы нефтедобывающей скважины. Объекты интенсификации: пласт До в интервале 1773,2-1778,2 м. Забой на отметке 1848 м. Литология объектов: До - заглинизированные песчаники (фазовая проницаемость 145 мД, пористость 21,2%, глинистость 6%).

Скважина имеет эксплуатационную колонну диаметром 168 мм с дефектными местами в интервале 1443-1463 м. В скважину в интервал дефектных мест без упора на забой устанавливают летучку длиной 25 м и диаметром 128 мм. Межтрубное пространство между летучкой и эксплуатационной колонной цементируют.

Исследуют техническое состояние эксплуатационной колонны и цементируемой летучки в интервале 1380-1480 м каверномером, дефектоскопом, акустическим цементомером с целью определения наименее изношенного участка посадки пакера.

Перфорируют колонну в интервале 1773,2-1777,2 м в количестве 80 отверстий (20 отв/м) с диаметром отверстий 20 мм.

Спускают пакер с колонной насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм длиной 1435 м с хвостовиком диаметром 89 мм длиной 328 м, устанавливают пакер на глубину 1435 м, т.е. выше глубины верха цементируемой летучки на 8 м. Низ хвостовика находится на 10 м выше кровли пласта.

Объекты, вскрытые перфорацией, не участвующие в гидроразрыве, отсутствуют.

Проводят тестовую закачку. Начальная приемистость объекта гидроразрыва Q-288 м3/сут, при начальном давлении P=16 МПа, конечном давлении P=13 МПа. Выполняют определение качества связи с пластом закачкой 5 м3 технической жидкости плотностью 1,0 г/см3 без предварительного насыщения призабойной зоны.

Производят тестовую закачку с записью спада давления и обработкой полученных данных по спаду давления - в объеме 28 м3 жидкости разрыва с добавлением 1000 кг проппанта фракции 20/40. Пробная пачка прошла интервал перфорации с падением давления на 0,1 МПа. Полученные данные обрабатывают, получают данные об эффективности работы жидкости разрыва, значении чистого давления, градиента напряжения в пласте, времени и давлении смыкания трещины, поровом давлении в коллекторе, гидравлических потерях давления в интервале перфорации и призабойной части пласта. На основе полученных данных производят адаптацию проектных данных процесса гидроразрыва к полученным данным обработки тестовой закачки.

Откорректированные данные используют для повторного расчета трехмерной модели гидроразрыва и уточнения плана проведения гидроразрыва. На основе произведенных расчетов производят набор необходимого объема технологической жидкости и приготовление жидкости разрыва с проведением тестирования. Результаты теста удовлетворительны. Процесс гидроразрыва проводят в соответствии с составленным уточненным планом с конечной концентрацией проппанта 500 кг/м3 и давлении на устье скважины начальным 25 МПа, конечным 27,7 МПа. Рабочий расход при основном процессе 2,3-2,5 м3/мин. По окончании продавки проппантно-гелевой смеси насосные агрегаты останавливают и производят запись спада давления, после чего устье скважины закрывают, оборудование демонтируют и скважину оставляют для ожидания спада давления. По окончании необходимого времени для деструкции геля производят стравливание остаточного устьевого давления до атмосферного. Начало стравливания избыточного давления производят по истечении 24-х часов. Устье скважины разгерметизируют, производят срыв и подъем пакерного оборудования.

Скважина введена в эксплуатацию через 6 суток после завершения работ по гидроразрыву пласта с увеличением дебита жидкости с 10 м3/сут до 24 м 3/сут без увеличения роста обводненности, коэффициент продуктивности вырос более чем в 3 раза.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. Перфорируют колонну в количестве 120 отверстий (30 отв./м) с диаметром отверстий 22 мм. Пакер устанавливают в основной эксплуатационной колонне на глубине выше на 30 м от глубины нахождения верха цементируемой летучки малого диаметра, низ хвостовика из колонны насосно-компрессорных труб располагают от кровли пласта на расстоянии 30 м, при проведении гидроразрыва прокачивают компоненты по колонне насосно-компрессорных труб при сообщенном интервале перфорации и верхнего объема скважины с закачкой песчано-жидкостной смеси при значениях концентрации, не превышающих 500 кг/м3, и с расходом жидкости от 1,8 до 2,0 м3/мин.

Пример 3. Выполняют, как пример 1. Перфорируют колонну в количестве 100 отверстий (25 отв./м) с диаметром отверстий 21 мм. Пакер устанавливают в основной эксплуатационной колонне на глубине выше на 20 м от глубины нахождения верха цементируемой летучки малого диаметра, низ хвостовика из колонны насосно-компрессорных труб располагают от кровли пласта на расстоянии 20 м, при проведении гидроразрыва прокачивают компоненты по колонне насосно-компрессорных труб при сообщенном интервале перфорации и верхнего объема скважины с закачкой песчано-жидкостной смеси при значениях концентрации, не превышающих 500 кг/м3, и с расходом жидкости от 2,4 до 2,6 м3/мин.

Из примеров 1-3 следует, что в предлагаемом способе решается задача обеспечения технической возможности проведения гидроразрыва пластов в скважине с изношенной эксплуатационной колонной, оборудованной цементируемой летучкой малого диаметра, установленной без упора на забой. Благодаря этому возможна интенсификация работы скважин с заглинизированными коллекторами и нестандартной конструкцией.

Таким образом, предлагаемый способ позволяет проводить гидроразрыв пластов в скважинах с нестандартной конструкцией, имеющих трудноизвлекаемые запасы с применением стандартного комплекса оборудования, реагентов и геофизических исследований.

Применение предложенного способа позволит решить задачу интенсификации скважины с изношенной эксплуатационной колонной.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ интенсификации работы скважины, включающий тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва, отличающийся тем, что при наличии дефектной эксплуатационной колонны скважину в месте дефектов эксплуатационной колонны оборудуют летучкой без упора на забой, межтрубное пространство между летучкой и эксплуатационной колонной цементируют, перфорируют эксплуатационную колонну в интервале пласта кумулятивной системой с плотностью от 20 до 30 отверстий на погонный метр при диаметре создаваемых отверстий не менее 20 мм, спускают колонну насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм с пакером и хвостовиком диаметром 89 мм, пакер устанавливают в эксплуатационной колонне выше летучки на 8-30 м, низ хвостовика располагают выше кровли пласта на 10-30 м.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при проведении гидроразрыва прокачивают компоненты по колонне насосно-компрессорных труб с закачкой песчано-жидкостной смеси при значениях концентрации, не превышающих 500 кг/м3, и с расходом жидкости от 1,8 до 2,6 м3/мин.


Скачать патент РФ Официальная публикация
патента РФ № 2527913

patent-2527913.pdf
Патентный поиск по классам МПК-8:

Класс E21B43/26 формированием трещин или разрывов 

Патенты РФ в классе E21B43/26:
способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи горизонтальными скважинами на естественном режиме -  патент 2528757 (20.09.2014)
способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами с проведением многократного гидравлического разрыва пласта -  патент 2528309 (10.09.2014)
способ разработки нефтяной залежи с проведением гидроразрыва пласта -  патент 2528308 (10.09.2014)
улучшенные способы размещения и отклонения текучих сред в подземных пластах -  патент 2527988 (10.09.2014)
жидкости для технического обслуживания ствола скважины, содержащие катионные полимеры, и способы их применения -  патент 2527102 (27.08.2014)
способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи -  патент 2526937 (27.08.2014)
способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи горизонтальными скважинами с поддержанием пластового давления -  патент 2526430 (20.08.2014)
способ направленного гидроразрыва массива горных пород -  патент 2522677 (20.07.2014)
способ разработки неоднородной нефтяной залежи -  патент 2517674 (27.05.2014)
способ эффективной разработки газовых месторождений в низкопроницаемых породах -  патент 2515776 (20.05.2014)

Класс E21B29/10 восстановление обсадных труб, например выпрямление

Патенты РФ в классе E21B29/10:
устройство верхнего конца и нижнего конца расширяемых труб, устраняющее концевое сужение при их расширении -  патент 2527963 (10.09.2014)
способ интенсификации работы скважины -  патент 2527917 (10.09.2014)
способ восстановления коррозионно-изношенных участков эксплуатационных колонн с помощью гальванического железнения -  патент 2525387 (10.08.2014)
устройство для установки профильного перекрывателя в скважине -  патент 2522360 (10.07.2014)
устройство для изоляции зон осложнения профильным перекрывателем с цилиндрическими участками при бурении скважины -  патент 2522326 (10.07.2014)
гидродомкрат для установки профильного перекрывателя в скважине -  патент 2521241 (27.06.2014)
устройство для эксплуатации скважины -  патент 2520981 (27.06.2014)
способ ремонта скважины при изоляции заколонных перетоков -  патент 2516670 (20.05.2014)
способ ремонта скважины с дефектным участком со смещением обсадной колонны -  патент 2515739 (20.05.2014)
способ герметизации обсадных труб и устройство для его осуществления -  патент 2513740 (20.04.2014)




Наверх