СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 2006 года по МПК E21B43/20 

Описание патента на изобретение RU2290501C1

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при эксплуатации нефтяных и нефтегазовых залежей на разных стадиях разработки с оценкой полноты выработки запасов нефти по ячейкам геолого-технологической модели залежи и оптимизацией ее эксплуатации.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины (Орлов B.C. "Проектирование и анализ разработки нефтяных месторождений при режимах вытеснения нефти водой". Москва, "Недра", 1973 г., стр.13).

Известный способ не позволяет добывать нефть в сложных геолого-промысловых условиях с большим коэффициентом нефтеотдачи, т.к. не предусматривает учета макрогеологической неоднородности пластов-коллекторов и выделения зон, разнящихся емкостно-фильтрационными свойствами и продуктивностью.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку воды через нагнетательные скважины, построение геологической модели, на ее основе выделение зон с различной интенсивностью и полнотой выработки запасов нефти, обоснование и реализацию технологических решений по оптимизации аномально разрабатываемых зон (Технико-экономическое обоснование коэффициента извлечения нефти Самотлорского месторождения. Москва-Тюмень, 2004 г. - прототип).

Способ не обеспечивает извлечения нефти из многочисленных небольших участков, соизмеримых с размерами нескольких гидродинамических ячеек геолого-технологических моделей, локализованных в межскважинном пространстве. Нефтеотдача залежи невысока.

В предложенном способе решается задача увеличения текущей добычи нефти и нефтеотдачи за счет более полного вовлечения в процесс разработки скоплений нефти, локализованных в межскважинном пространстве.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины, закачку воды через нагнетательные скважины, построение геологической модели, на ее основе выделение зон с различной интенсивностью и полнотой выработки запасов нефти, обоснование и реализацию технологических решений по оптимизации аномально разрабатываемых зон, согласно изобретению, на основании геолого-технологической модели для каждого гидродинамического слоя модели оценивают начальные (3Н)0 и текущие (3Н)t запасы нефти и на их основании оценивают потенциал невыработанных запасов по слоям, выбирают гидродинамические слои с наибольшим потенциалом текущих, невыработанных запасов, проводят анализ вырабатываемости запасов ячеек модели, для оценки степени интенсивности воздействия системой заводнения на запасы ячеек и для оценки полноты их выработки используют три параметра, первый из которых - K1t характеризует степень промывки коллекторов ячейки и представляет собой отношение объема вытесняющей жидкости Vt1, профильтровавшейся через коллектор каждой ячейки, на дату анализа к начальным запасам нефти этой же ячейки (3Н)0 или , второй - К2t характеризует изменение запасов за тот же период разработки (t) и представляет собой величину текущего значения коэффициента извлечения ; третий - К3t характеризует текущую выработку запасов ячейки по отношению к потенциально возможной полноте вытеснения и представляет собой отношение достигнутого (текущего) значения коэффициента вытеснения - Квt, к потенциально возможному Квп или для каждого из полученных параметров строят схему изменения значений параметра по площади залежи, на которой выделяют зоны по общности значений рассчитанных коэффициентов, полученные схемы рассматривают совместно, на основании их комплексного анализа обосновывают и реализуют технологические решения по оптимизации разработки участков залежи.

Сущность изобретения

Проблема повышения эффективности разработки нефтяных залежей на протяжении длительного периода существования нефтяной промышленности является актуальной задачей, решаемой специалистами отрасли. Задача эта адресная, решаемая применительно к конкретным геолого-промысловым условиям разрабатываемых объектов. На поздней стадии разработки она приобретает особую актуальность.

В теории и практике разработки нефтяных залежей с изменяющимися литофациальными характеристиками пластов районирование на зоны различной продуктивности, т.е. создание макрогеологических моделей строения объектов разработки и принятие адекватных технологических решений по регулированию выработки запасов, получило широкое применение. Но такого рода геологические построения и обусловленные ими технологические решения ориентированы на участки, площадные размеры которых больше, чем расстояния между скважинами. В результате, в зависимости от размеров участков (зон) в них оказывается различное количество скважин. Таким образом, районирование залежей на зоны различной продуктивности - прием в нефтепромысловой практике известный, но он ориентирован на выделение "макро" зон, в пределах которых может быть размещено от нескольких единиц до нескольких десятков скважин.

Многочисленные небольшие целики нефти оказываются невыработанными. Таким образом, в заводненном объеме пласта за фронтом вытеснения оказываются невыработанные запасы нефти, локализованные в межскважинном пространстве.

В предложенном способе решается задача увеличения текущей добычи нефти и нефтеотдачи за счет более полного вовлечения в процесс разработки скоплений нефти, локализованных в межскважинном пространстве. Задача решается следующим образом.

После разбуривания залежи по технологической схеме или по проекту разработки строят геолого-технологическую модель и для каждого гидродинамического слоя модели оценивают начальные (3Н)0 (тыс.м3) и текущие (3Н)t (тыс.м3) запасы нефти. Результаты визуализируют в виде гистограмм доли этих запасов от запасов эксплуатационного объекта. Разница между отмеченными видами запасов отражает выработку запасов по слоям. Для последующего анализа выработки запасов ячеек, в первую очередь, выбирают гидродинамические слои с наибольшим потенциалом невыработанных запасов. Затем проводят анализ выработанности запасов ячеек для оценки степени интенсивности и полноты выработки запасов в ячейках используют три параметра. Первый параметр K1t характеризует степень промывки коллекторов ячейки и представляет собой отношение объема вытесняющей жидкости V1t (тыс.м3), профильтровавшейся через коллектор каждой ячейки на дату анализа к начальным запасам нефти той же ячейки - (3Н)0, (тыс.м3) или . Второй параметр K2t - характеризует изменение запасов нефти за аналогичный период разработки, т.е. величину текущего значения коэффициента извлечения где: (3Н)0, (3H)t в тыс.м3; К2t - доли единицы. Третий параметр К3t (доли единицы) характеризует степень текущей выработки запасов ячейки по отношению к потенциально возможной полноте вытеснения. Он представляет собой отношение достигнутого (текущего) значения коэффициента вытеснения - КВt (доли единицы) к потенциально возможному - КВп (доли единицы) для данной ячейки, определяемому по зависимости относительных фазовых проницаемостей от водонасыщенности для данной ячейки . Для каждого из полученных параметров строят схему изменения значений К по площади залежи, на которой выделяют зоны по общности значений рассчитанных коэффициентов. Полученные схемы анализируют и на основании их комплексного анализа обосновывают и реализуют технологические решения по оптимизации разработки участков залежи, в том числе и для участков в межскважинном пространстве (интенсификация добычи/закачки, в том числе с помощью гидроразрывов и кислотных обработок, вибровоздействий, перестрела и т.п., изоляция обводненных интервалов в скважинах, бурение боковых стволов и т.д.).

По сути, предлагаемый подход регламентирует переход от геолого-промыслового анализа выработки запасов макроучастков залежи (зон) к анализу выработки запасов по ячейкам гидродинамической модели, в том числе и в межскважинном пространстве.

Пример конкретного выполнения способа

Способ реализован на одном из месторождений Западной Сибири, на залежи пласта ЮК. Пласт представляет собой серию терригенных отложений в виде переслаивания песчаников, алевролитов и глин. В разрезе отмечены маломощные прослои высокопроницаемых "суперколлекторов" с проницаемостью (Кпр)=1-2 Д.

Общая толщина пласта - 20 м. Доля коллекторов - 80%. Средняя пористость - 24-26%. Проницаемость изменяется в широком диапазоне от 1 до нескольких сот мД. Среднее значение оценивается на уровне 180 мД. Коэффициент вытеснения, определенный в лабораторных условиях на образцах кернов (Квп), в среднем составил - 0,64. Начальные геологические запасы залежи нефти в пласте ЮК - 120 млн.м3. Вязкость пластовых флюидов: нефти - 1,5 сПз, воды - 0,5 сПз. Начальное пластовое давление - 25-27 МПа, давление насыщения нефти газом - 16 МПа.

Залежь находится в разработке с 1986 году. Система разработки блоковая. Ширина блока 2,2 км. В блоке добывающие скважины размещены по трехрядной системе, по треугольной сетке. Расстояние между нагнетательными рядами и первыми рядами добывающих скважин - 600 м. Расстояние между добывающими скважинами - 500 м. Всего блоков разработки - 12.

После разбуривания эксплуатационного объекта по технологической схеме была создана геолого-технологическая модель. В пласте ЮК выделено три гидродинамических слоя. Для каждого слоя были оценены начальные и текущие запасы нефти. Результаты оценок сведены в табл.1.

Как видно, наиболее интенсивно вырабатываются запасы верхнего гидродинамического слоя. Вместе с тем, в этом слое сосредоточены и наибольшие текущие запасы - 57,4% от запасов объекта.

Результаты оценки запасов по слоям гидродинамической модели визуализированы в виде гистограммы (фиг.1): и - цветами вместе показано распределение по гидродинамическим слоям начальных запасов нефти; - белым цветом - охарактеризована величина отобранных запасов по слоям; - черным цветом - проиллюстрировано распределение текущих запасов.

После изучения распределения запасов нефти по гидродинамическим слоям модели залежи дальнейшая работа по детальному изучению и оценке состояния выработки запасов проводилась по ячейкам.

Характеристика ячеек гидродинамической сетки

Размеры ячеек 100×100×8 м. Запасы нефти одной ячейки первого гидродинамического слоя во втором блоке разработки составляют 10000 м3. В демонстрируемой на фиг.2 части второго блока находится 704 ячейки с общими начальными запасами нефти 7040 тыс.м3. Для каждой ячейки, в соответствии с рекомендациями, изложенными выше, были рассчитаны параметры K1t3t, характеризующие состояние выработки запасов по ячейкам.

В результате были выявлены две группы значений этих параметров. Первая, наиболее многочисленная группа ячеек в количестве 639 (зона D, фиг.2), имела относительно повышенные значения К1t, К2t и К3t. Их средние значения с отклонением в ±10% (относительных), составляли для К1t - 0,6; для К2t - 0,22 и для К3t - 0,59.

Вторая, существенно меньшая группа ячеек (зоны А, В, С, фиг.2) в количестве 65 ячеек, имела относительно более низкие значения всех трех параметров K1t÷К3t.

где: V1t - объем вытесняющей жидкости, профильтровавшейся через коллектор каждой ячейки зон А, В, С, тыс.м3;

(3Н)0 - начальные запасы нефти, тыс.м3.где: (3Н)t - текущие запасы нефти на дату анализа, тыс.м3.где: Kвt - текущий коэффициент вытеснения, д.е.;
Kвп - потенциально возможный коэффициент вытеснения, д.е.

Как видно из результатов расчетов, их средние значения с отклонением в ±10% (относительных) составили для К1t - 0,2; для К2t - 0,06 и для К3t - 0,23. Причем ячейки этой второй группы оказались локализованными в трех зонах блока II.

Аналогично вычисляются коэффициенты К1t÷К3t и для зоны D - зоны активно-вырабатываемых запасов нефти.

Осредненные значения этих коэффициентов с отклонением в ±10% (относительных) в слабодренируемых (А, В, С) и активно-вырабатываемой (D) зонах представлены в табл.2. На фиг.2 приведено местоположение трех слабодренируемых зон (А, В, С) и активно-вырабатываемой зоны D.

Границы зон с относительно низкими значениями коэффициентов К1t÷К3t по всем слоям совпали. Поэтому в качестве примера на фиг.2 приведены границы слабодренируемых зон для первого гидродинамического слоя.

После установления наличия и местоположения слабодренируемых ячеек (зоны А, В, С) была проведена оценка их запасов. Соответствующие сведения для зон А, В, С (первый гидродинамический слой) приведены в таблице 3. Суммарно текущие (остаточные) запасы трех зон оценены на уровне 611 тыс.м3.

Вся полученная информация послужила основой для обоснования и реализации технологических и технических решений по активизации выработки запасов в слабодренируемых зонах. В таблице 4 приведен их перечень.

После имитации отмеченных мероприятий во всех добывающих скважинах модели произошло увеличение дебитов по нефти и жидкости. Прогнозный расчет процесса разработки с учетом прошедших изменений в показателях работы скважин за 1,5 годовой период показал, что выработка запасов из слабодренировавшихся зон (А, В, С) активизировалась, значения всех трех коэффициентов (K1t3t) возросли.

С определенной условностью эффект от реализованных регулирующих мероприятий в виде прироста добычи нефти можно оценить в 1,5-2% от геологических запасов, локализованных в слабодренировавшихся зонах, что составит порядка 10 тыс.м3 в год. А если допустить, что подобные слабодренируемые зоны будут в половине блоков разработки, то суммарный эффект будет существенно выше и может в годовом исчислении составить порядка 60 тыс.м3.

Применение предложенного способа позволит увеличить текущую добычу нефти и нефтеотдачу.

Таблица 1
Распределение начальных и текущих запасов нефти по гидродинамическим слоям геолого-технологической модели.
Гидродинамические слои моделиНачальные запасы, (3Н)0,Извлеченные запасы, (3Н)0-(3Н)t,Текущие запасы (3Н)t,в % отв % отв % отмлн.м3запасов пластамлн.м3запасов пластамлн.м3запасов пласта1 - верхний85,070,816,613,868,457,02 - средний25,020,84,03,321,017,53 - нижний10,08,41,81,58,26,8В целом по пласту120,0100,022,418,697,681,8

Таблица 2
Осредненные значения коэффициентов К1t3t в слабодренируемых и активно-вырабатываемых зонах II блока первого гидродинамического слоя.
ЗоныК1tK2tKвtKвпК3tКохt1234567Слабодренируемые (А, В, С)0,20,060,150,640,230,4Активно-вырабатываемые (D)0,60,220,380,640,590,58Примечание:
Кохt - текущий коэффициент охвата д.е.

Таблица 3
Осредненные подсчетные параметры и (текущие/начальные) запасы нефти гидродинамической ячейки слабодренируемых зон (А, В, С)
ЗоныГеометрические размеры ячейки X, У, Z, мКоэф. песчанистости, д.е.Средн. эф. пористость, д.е.Коэф. нефте-насыщенности, д.е.Объемн. коэффициент, д.е.Плотн. нефти в поверх. усл., кг/м3Запасы нефти ячейки,
м3
Количество ячеек в зонахЗапасы нефти зон, м3
А100×100×80,90,250,71/0,741,1284030В100×100×80,80,250,75/0,831,1284020С100×100×80,850,260,72/0,751,1284015Всего65

Таблица 4
Технические и технологические мероприятия по повышению выработки запасов из слабодренируемых ячеек.
ЗоныКатегория скважин№№ скважинПроведенные в скважинах технические и технологические мероприятияАнагнетательные2Перестрел интервала пластаВ28, 29глубокопроникающими зарядами, глубокаяС26глинокислотная обработка призабойной зоныпласта. Переход на циклическое воздействие спеременой направления фильтрационныхпотоков.Адобывающие7, 8, 14, 15Гидроразрыв пласта с последующей закачкойВ16, 23, 24глинокислоты и вибровоздействием.С13, 19, 20

Похожие патенты RU2290501C1

название год авторы номер документа
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2006
  • Лейбин Эммануил Львович
  • Лисовский Николай Николаевич
  • Шарифуллин Фарид Абдуллович
  • Ахапкин Михаил Юрьевич
  • Епишин Виктор Дмитриевич
RU2290493C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2006
  • Лейбин Эммануил Львович
  • Шарифуллин Фарид Абдуллович
  • Ахапкин Михаил Юрьевич
  • Епишин Виктор Дмитриевич
RU2290499C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ, ОСНОВАННЫЙ НА СИСТЕМНОМ ВЫЯВЛЕНИИ СКВАЖИН, ОБВОДНЯЮЩИХСЯ ПОСТОРОННЕЙ ВОДОЙ, ИХ РЕМОНТЕ И ВВОДЕ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ 2002
  • Епишин В.Д.
  • Лейбин Э.Л.
  • Сентюрёв А.В.
  • Шарифуллин Ф.А.
RU2214505C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ОБВОДНЕННОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ ПУТЕМ ГАЗО-ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ 2003
  • Лейбин Э.Л.
  • Шарифуллин Ф.А.
  • Заничковский Ф.М.
  • Максутов Р.А.
RU2236573C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 1998
  • Лейбин Э.Л.
  • Шарифуллин Ф.А.
  • Кузьмин В.М.
  • Боксерман А.А.
  • Шаевский О.Ю.
  • Турбанов В.Н.
RU2143547C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ ПУТЕМ ВОДОГАЗО-ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ ПРИ ПЕРИОДИЧЕСКОМ ИЗМЕНЕНИИ ДИСПЕРСНОСТИ ГАЗОВОЙ ФАЗЫ 2006
  • Лейбин Эммануил Львович
  • Шарифуллин Фарид Абдулович
  • Заничковский Феликс Михайлович
  • Максутов Равхат Ахметович
RU2318997C1
Способ контроля разработки месторождений с оценкой выработки запасов вязкопластичной нефти на стадии обводнения пласта 2017
  • Силантьева Анастасия Михайловна
  • Ольховская Валерия Александровна
  • Губанов Сергей Игоревич
RU2682830C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ОБВОДНЕННОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ 2001
  • Лейбин Э.Л.
  • Шарифуллин Ф.А.
RU2197604C2
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ УГЛЕВОДОРОДНОЙ ЗАЛЕЖИ С ФИЗИЧЕСКИМ ВОЗДЕЙСТВИЕМ НА ГЕОЛОГИЧЕСКУЮ СРЕДУ 2007
  • Дыбленко Валерий Петрович
  • Евченко Виктор Семенович
RU2349741C2
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 1993
  • Кудинов Валентин Иванович
  • Желтов Юрий Васильевич
  • Малофеев Гурий Евдокимович
  • Ахапкин Михаил Юрьевич
  • Еременко Елена Николаевна
RU2057916C1

Иллюстрации к изобретению RU 2 290 501 C1

Реферат патента 2006 года СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при эксплуатации нефтяных и нефтегазовых залежей на разных стадиях разработки с оценкой полноты выработки запасов нефти по ячейкам геолого-технологической модели залежи и оптимизацией ее эксплуатации. Обеспечивает увеличение текущей добычи нефти и нефтеотдачи за счет более полного вовлечения в процесс разработки скоплений нефти, локализованных в межскважинном пространстве. Сущность изобретения: способ включает отбор нефти через добывающие скважины, закачку воды через нагнетательные скважины, построение геологической модели, на ее основе выделение зон с запасами нефти, обоснование и реализацию технологических решений по разработке выделенных зон. Согласно изобретению на основании геологической модели для каждого гидродинамического слоя модели оценивают начальные (3Н)0 и текущие (3Н)t запасы нефти и на их основании оценивают потенциалы невыработанных запасов по слоям. Выбирают гидродинамические слои с наибольшим потенциалом невыработанных запасов, проводят анализ вырабатываемости запасов ячеек. Для оценки степени интенсивности воздействия системой заводнения на запасы ячеек и для оценки полноты их выработки используют три параметра. Первый из них - К1t характеризует степень промывки коллекторов ячейки и представляет собой отношение объема вытесняющей жидкости V1t профильтровавшейся через коллектор каждой ячейки на дату анализа, к начальным запасам нефти этой же ячейки (3Н)0 - . Второй параметр - К2t характеризует изменение запасов за тот же рассматриваемый период разработки и представляет собой величину текущего значения коэффициента извлечения - . Третий параметр - К3t характеризует текущую выработку запасов ячейки по отношению к потенциально возможному коэффициенту вытеснения и представляет собой отношение достигнутого - текущего значения коэффициента вытеснения - Квt, к потенциально возможному Для каждого из полученных параметров строят схему изменения их значений по площади залежи, на которой выделяют зоны по общности значений рассчитанных коэффициентов. Полученные схемы рассматривают совместно. На основании их комплексного анализа устанавливают наличие и местоположение слабодренируемых зон с невыработанными запасами нефти. После этого активизируют выработку запасов нефти в упомянутых зонах. 4 табл., 2 ил.

Формула изобретения RU 2 290 501 C1

Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку воды через нагнетательные скважины, построение геологической модели, на ее основе выделение зон с запасами нефти, обоснование и реализацию технологических решений по разработке выделенных зон, отличающийся тем, что на основании геологической модели для каждого гидродинамического слоя модели оценивают начальные (3Н)0 и текущие (3Н)t запасы нефти и на их основании оценивают потенциалы невыработанных запасов по слоям, выбирают гидродинамические слои с наибольшим потенциалом невыработанных запасов, проводят анализ вырабатываемости запасов ячеек, для оценки степени интенсивности воздействия системой заводнения на запасы ячеек и для оценки полноты их выработки используют три параметра, первый из которых - К1t характеризует степень промывки коллекторов ячейки и представляет собой отношение объема вытесняющей жидкости V1t, профильтровавшейся через коллектор каждой ячейки на дату анализа, к начальным запасам нефти этой же ячейки (3Н)0 - второй - К2t характеризует изменение запасов за тот же рассматриваемый период разработки и представляет собой величину текущего значения коэффициента извлечения - ; третий - К3t характеризует текущую выработку запасов ячейки по отношению к потенциально возможному коэффициенту вытеснения и представляет собой отношение достигнутого - текущего значения коэффициента вытеснения - Квt, к потенциально возможному Квп - для каждого из полученных параметров строят схему изменения их значений по площади залежи, на которой выделяют зоны по общности значений рассчитанных коэффициентов, полученные схемы рассматривают совместно, на основании их комплексного анализа устанавливают наличие и местоположение слабодренируемых зон с невыработанными запасами нефти, после чего активизируют выработку запасов нефти в этих зонах.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2006 года RU2290501C1

Технико-экономическое обоснование коэффициента извлечения нефти Самотлорского месторождения
- Москва-Тюмень, 2004, с.15
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2001
  • Шарифуллин Ф.А.
RU2204016C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 1998
  • Мирзаджанзаде А.Х.
  • Муслимов Р.Х.
  • Филиппов В.П.
  • Кузнецов А.М.
  • Иванов А.Н.
  • Фаткуллин А.А.
RU2144614C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ 1999
  • Распопов А.В.
RU2154158C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2002
  • Дыбленко В.П.
  • Шарифуллин Р.Я.
  • Туфанов И.А.
  • Солоницин С.Н.
RU2231631C1
ПРОБКОВЫЙ КРАН 1999
  • Моисеев В.С.
RU2163697C2
СПОСОБ РАБОТЫ НАСОСНО-ЭЖЕКТОРНОЙ СКВАЖИННОЙ ИМПУЛЬСНОЙ УСТАНОВКИ 1999
  • Верба Ю.В.
  • Верес С.П.
  • Демченко В.А.
  • Дроздов В.Н.
  • Семененко И.А.
  • Слиденко В.М.
RU2138696C1
УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОЧИСТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ 1998
  • Верес С.П.(Ru)
  • Демченко Владимир Андреевич
  • Дроздов В.Н.(Ru)
  • Слиденко Виктор Михайлович
  • Семененко Игорь Александрович
  • Верба Юрий Валентинович
RU2138617C1
СПОСОБ РАБОТЫ СКВАЖИННОЙ СТРУЙНОЙ УСТАНОВКИ И НАСОСНО-ЭЖЕКТОРНАЯ ИМПУЛЬСНАЯ СКВАЖИННАЯ УСТАНОВКА ДЛЯ РЕАЛИЗАЦИИ СПОСОБА 1998
  • Хоминец Зиновий Дмитриевич
  • Шановский Ярослав Васильевич
RU2143600C1
US 4664603 A, 12.05.1987.

RU 2 290 501 C1

Авторы

Лейбин Эммануил Львович

Ахапкин Михаил Юрьевич

Епишин Виктор Дмитриевич

Величкина Надежда Федоровна

Даты

2006-12-27Публикация

2006-03-09Подача