RU2246610C1 - Method for cleaning face-adjacent bed area - Google Patents
Method for cleaning face-adjacent bed area Download PDFInfo
- Publication number
- RU2246610C1 RU2246610C1 RU2003125839/03A RU2003125839A RU2246610C1 RU 2246610 C1 RU2246610 C1 RU 2246610C1 RU 2003125839/03 A RU2003125839/03 A RU 2003125839/03A RU 2003125839 A RU2003125839 A RU 2003125839A RU 2246610 C1 RU2246610 C1 RU 2246610C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- tubing
- annulus
- liquid
- pressure
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для восстановления продуктивности добывающих скважин и приемистости нагнетательных скважин, а также для освоения скважин после бурения.The invention relates to the oil industry and can be used to restore the productivity of producing wells and injectivity of injection wells, as well as for the development of wells after drilling.
Известен способ очистки призабойной зоны пласта (ПЗП) путем создания депрессии на призабойную зону нагнетанием воздуха в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорными трубами и последующим подавлением воздуха водным раствором поверхностно-активных веществ (ПАВ) с изолированием межтрубного пространства при помощи пакерующего элемента (А.с. №426029 СССР, E 21 B 43/22, 1972).There is a method of cleaning the bottom-hole formation zone (PZP) by creating a depression on the bottom-hole zone by forcing air into the annular space between the production string and tubing and subsequent air suppression with an aqueous solution of surface-active substances (surfactants) with isolation of the annular space using a packing element ( AS No. 426029 USSR, E 21 B 43/22, 1972).
Недостатком этого способа является низкое качество очистки и сложность реализации, связанная с обеспечением герметичности межтрубного пространства пакерующим элементом, что существенно снижает его эффективность.The disadvantage of this method is the low quality of cleaning and the complexity of the implementation associated with ensuring the tightness of the annulus of the packer element, which significantly reduces its effectiveness.
Известен также способ очистки призабойной зоны пласта путем создания депрессии нагнетанием воздуха в межтрубное пространство и последующим подавлением его жидкостью, разрежением давления в межтрубном пространстве (Аллахвердиев Р.А. Интенсификация притока методом циклического импульсного воздействия на призабойную зону пласта. Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. - №3. - 1985. - с.10-12).There is also a method of cleaning the bottom-hole zone of the formation by creating depression by injecting air into the annulus and then suppressing it with liquid, diluting the pressure in the annulus (Allahverdiev R.A. Intensification of the inflow by cyclic impulse action on the bottom-hole zone of the reservoir. Oilfield business and oil transportation .-- No. 3. - 1985. - p.10-12).
Недостатком способа является низкая эффективность очистки ПЗП, связанная с тем, что при быстрой разрядке давления в межтрубном пространстве происходит бурное выделение газа из нефтяного пласта, что приводит к закупориванию пор пород ПЗП.The disadvantage of this method is the low cleaning efficiency of the bottomhole formation zone due to the fact that during the rapid discharge of pressure in the annulus there is a rapid release of gas from the oil reservoir, which leads to clogging of the pores of the bottomhole zone.
Наиболее близким по технической сущности является способ освоения нефтяных скважин, включающий нагнетание воздуха в пространство между насосно-компрессорными трубами и обсадной колонной, продувку его жидкостью и сброс давления в межтрубном пространстве, причем сброс давления осуществляют плавно со скоростью 2-2,5 МПа/ч, а по окончании процесса сброса производят гидравлический удар на забой скважины вращающимся потоком падающей жидкости из насосно-компрессорных труб жидкости, а продуктивные пласты представлены слабоцементированными породами (патент №1682540 RU, E 21 B 43/25, 1993).The closest in technical essence is a method of developing oil wells, including pumping air into the space between the tubing and the casing, purging it with liquid and depressurizing the annulus, and depressurizing is carried out smoothly at a speed of 2-2.5 MPa / h and at the end of the discharge process, a hydraulic shock is made to the bottom of the well with a rotating stream of falling fluid from the tubing of the fluid, and the productive formations are weakly cemented Orodes (patent No. 1682540 RU, E 21 B 43/25, 1993).
Недостаток этого способа заключается в том, что при нагнетании воздуха в пространство между насосно-компрессорными трубами (НКТ) и обсадной колонной при наличии в ней углеводородной среды повышается взрыво- и пожароопасность.The disadvantage of this method is that when air is injected into the space between the tubing and tubing and the casing, if there is a hydrocarbon medium in it, the explosion and fire hazard increase.
Кроме того, в процессе очистки скважины происходит резкое падение давления в НКТ и ПЗП и выброс воздуха и жидкости из НКТ, в результате чего возможно возникновение аварийной ситуации. Дополнительный недостаток способа - отсутствие предварительной стадии очистки ПЗП.In addition, in the process of cleaning the well, a sharp drop in pressure in the tubing and the bottomhole formation zone and the release of air and liquid from the tubing occur, resulting in an emergency. An additional disadvantage of this method is the lack of a preliminary stage of the cleaning of the PPP.
Предлагаемое изобретение направлено на решение задачи, заключающейся в устранении опасности возникновения аварийной ситуации и повышении успешности обработки скважин.The present invention is aimed at solving the problem of eliminating the risk of an emergency and increasing the success of well treatment.
Технический результат, реализуемый при использовании этого изобретения - повышение пожарной и взрывобезопасности и повышение эффективности очистки призабойной зоны пласта.The technical result realized when using this invention is to increase fire and explosion safety and increase the efficiency of cleaning the bottom-hole formation zone.
Указанный технический результат при осуществлении предлагаемого изобретения достигается тем, что способ очистки призабойной зоны пласта, включающий создание установкой для нагнетания продавочной жидкости и газов газовой подушки нагнетанием газа в межтрубное пространство, последующее нагнетание продавочной жидкости с вытеснением жидкости из межтрубного пространства по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) в емкость или амбар, сброс давления из межтрубного пространства до атмосферного и воздействие гидравлическим ударом на забой скважины вращающимся потоком жидкости из НКТ по окончании процесса сброса давления, в качестве газа используют смесь воздуха и выхлопных газов в соотношении не более 2:3 с созданием газовой подушки давлением, обеспечивающим избежание попадания газа в НКТ, а объем продавочной жидкости определяют по формуле:The specified technical result in the implementation of the present invention is achieved by the fact that the method of cleaning the bottom-hole zone of the formation, including the creation of a unit for injection of squeezing fluid and gases of a gas pad by injecting gas into the annulus, subsequent injection of the squeezing fluid with the displacement of the fluid from the annulus along the tubing string (Tubing) into a container or barn, depressurizing the annulus to atmospheric pressure and impacting it with a water hammer rotating the well fluid flow from the tubing at the end of the pressure relief process, as the gas is a mixture of air and exhaust gases in a ratio of not more than 2: 3, with the creation of a gas cushion pressure sufficient to avoid ingress of gas into the tubing, while the volume of displacement fluid is determined by the formula:
Vпж=0,785· (d
где d1 - внутренний диаметр обсадной колонны, мм;where d 1 is the inner diameter of the casing, mm;
d2 - наружный диаметр насосно-компрессорных труб (НКТ), мм;d 2 - the outer diameter of the tubing, mm;
Ннкт - глубина спуска НКТ в скважину, м;N tubing - the depth of descent of the tubing into the well, m;
Hго - высота газовой подушки в межтрубном пространстве, м;H go - the height of the gas cushion in the annulus, m;
Нго=К· Рго,H go = K · R go ,
К - гидростатический коэффициент противодействия продавливанию жидкости и газа (К=100 м/МПа), м/МПа;K is the hydrostatic coefficient of counteracting the forcing of liquid and gas (K = 100 m / MPa), m / MPa;
Pго - конечное давление газовой подушки, МПа;P go - the final pressure of the gas cushion, MPa;
Нкз - высота межтрубного пространства, необходимая для критического запаса при продавливании газа жидкостью (Нкз≥ 50 м).N KZ - the height of the annulus required for a critical margin when forcing gas through a liquid (N KZ ≥ 50 m).
Определение объема продавочной жидкости необходимо для того, чтобы избежать попадания газа в НКТ при очистки ПЗП.The determination of the volume of the squeezing fluid is necessary in order to avoid the ingress of gas into the tubing during the cleaning of the bottomhole zone.
Соотношение воздуха и выхлопных газов выбирают не более 2:3, по объему, для того чтобы устранить воспламенение нефтяного газа при закачке смеси в межтрубное пространство.The ratio of air and exhaust gases is chosen no more than 2: 3, by volume, in order to eliminate the ignition of oil gas when pumping the mixture into the annulus.
До нагнетания смеси воздуха и выхлопных газов в межтрубное пространство выполняют кислотную обработку ПЗП. Особенность кислотной обработки заключается в том, что для уменьшения скорости реагирования при соляно-кислотной обработке призабойной зоны пласта нагнетательных и добывающих скважин в соляную кислоту добавляют поверхностно-активные вещества нефтенол ВВД, гидрофобизатор ИВВ. Это позволяет согласовать во времени процесс химического воздействия и депрессионной очистки ПЗП и исключить вторичное загрязнение ПЗП.Prior to injection of the mixture of air and exhaust gases into the annulus, the acid treatment of the bottom-hole zone is performed. The peculiarity of acid treatment is that in order to reduce the reaction rate during hydrochloric acid treatment of the bottom-hole zone of the injection and production wells, surfactants Neftenol VVD, IVF water repellent are added to hydrochloric acid. This allows you to coordinate in time the process of chemical exposure and depressive cleaning of the bottomhole zone and eliminate secondary pollution of the bottomhole zone.
Сущность изобретения заключается в том, что в качестве смеси воздуха и выхлопных газов в газовой подушке межтрубного пространства используют пожаро- и взрывобезопасную смесь в условиях углеводородной среды. Для этого используют смесь воздуха и выхлопных газов двигателя внутреннего сгорания - основного элемента установки нагнетания в межтрубное пространство. Соотношение объемов воздуха и выхлопных газов, принимаемое не более 2:3, обеспечивает содержание кислорода в смеси газов не более 8,4% и пожаро- и взрывобезопасность (Левин А.М. Принципы рационального сжигания газа. Л.: Недра, 1977. - с.30-33).The essence of the invention lies in the fact that as a mixture of air and exhaust gases in a gas cushion of the annular space using a fire and explosion-proof mixture in a hydrocarbon environment. To do this, use a mixture of air and exhaust gases of an internal combustion engine - the main element of the installation of injection into the annulus. The ratio of the volumes of air and exhaust gases, taken no more than 2: 3, ensures the oxygen content in the gas mixture is not more than 8.4% and fire and explosion safety (Levin A.M. Principles of rational gas combustion. L .: Nedra, 1977. - p.30-33).
Кроме того, уменьшается опасность аварии путем учета (допустимого) объема продавочной жидкости, зависящего от параметров скважинного оборудования и газовой подушки.In addition, the risk of an accident is reduced by taking into account the (permissible) volume of displacement fluid, which depends on the parameters of the downhole equipment and the gas cushion.
На фиг.1 приведена схема реализации способа; на фиг.2 - вариант блок-схемы устройства для получения взрывобезопасного газа.Figure 1 shows a diagram of the implementation of the method; figure 2 is a variant of a block diagram of a device for producing an explosion-proof gas.
Схема реализации (фиг.1 и фиг.2) включает обсадную колонну 1, насосно-компрессорную трубу 2, соединительную трубу 3, задвижки 4-9, трубопроводы 10-12, установку для нагнетания смеси воздуха и выхлопных газов и воды 13, соединенную через трубы 11, 12 и 3, задвижки 5, 6 и 7 с межтрубным пространством 14. Выход установки 13 соединен также через охладитель 15 выхлопных газов, расходомер газов 16 с входом эжектора 17, второй вход которого соединен через задвижку 18 и расходомер воздуха 19 с атмосферным воздухом. Выход эжектора 17 соединен с входом установки 13, второй вход которой соединен через расходомер воды 20 с емкостью 21 для воды. В качестве установки для нагнетания смеси воздуха и выхлопных газов и воды 13 в межтрубное пространство 14 могут быть использованы насосно-эжекторные, компрессорные, газобустерные установки, например, самоходные установки типа УНГ 8/15, которые обеспечивают требуемые параметры газожидкостной смеси по давлению и производительности.The implementation scheme (FIG. 1 and FIG. 2) includes a casing 1, a tubing 2, a connecting pipe 3, valves 4-9, pipelines 10-12, an installation for pumping a mixture of air and exhaust gases and
Соединительная труба 3 снабжена манометром 22. Обсадная колонна 1 соединена с ПЗП и пластом 23 через перфорационные отверстия 24. Вращатель потока 25 обеспечивает вращение падающего по НКТ потока жидкости для дополнительной очистки забоя.The connecting pipe 3 is equipped with a pressure gauge 22. The casing 1 is connected to the PPP and the formation 23 through perforations 24. A flow rotator 25 rotates the liquid flow incident on the tubing to further clean the bottom.
Способ реализуется следующим образом. До нагнетания смеси воздуха и выхлопных газов в межтрубное пространство 14 выполняют кислотную обработку (схема кислотной обработки на чертежах не показана). Особенность кислотной обработки заключается в том, что для уменьшения скорости реагирования при солянокислотной обработке призабойной зоны пласта нагнетательных и добывающих скважин в кислоту добавляют ПАВ нефтенол ВВД, (0,4-1,0%), гидрофобизатор ИВВ-1 (0,1-0,5%), при этом соляная кислота концентрацией - 12,0-24,0 мас.% - 98,5-99,5%. Это позволяет согласовать во времени процесс химического воздействия и депрессионной очистки ПЗП и исключить вторичное загрязнение ПЗП.The method is implemented as follows. Before injection of the mixture of air and exhaust gases into the annulus 14, acid treatment is performed (the acid treatment scheme is not shown in the drawings). The peculiarity of acid treatment is that to reduce the reaction rate during hydrochloric acid treatment of the bottom-hole zone of the reservoir of injection and production wells, surfactant Neftenol VVD, (0.4-1.0%), water-repellent IVV-1 (0.1-0 5%), while hydrochloric acid with a concentration of 12.0-24.0 wt.% - 98.5-99.5%. This allows you to coordinate in time the process of chemical exposure and depressive cleaning of the bottomhole zone and eliminate secondary pollution of the bottomhole zone.
После кислотной обработки ПЗП установкой 13 в межтрубном пространстве 14 создают газовую подушку из смеси воздуха и выхлопных газов давлением 8-10 МПа. Смесь воздуха и выхлопных газов получают при включении двигателя внутреннего сгорания (на чертеже не показано) установки 13, выхлопные газы при этом проходят через охладитель 15, расходомер 16 и эжектор 17, в последнем образуется вакуум, вызывающий приток воздуха через расходомер 19. Зная расход выхлопных газов и требуемое соотношение воздуха и газов, при помощи задвижки 18 устанавливают допустимый расход воздуха. При соотношении расходов воздуха и смеси газов 2:3 и менее содержание кислорода в смеси не превышает 8,4% и смесь является безопасной по условиям воспламенения углеводородной среды. При нагнетании смеси газов задвижки 6, 7 и 9 открыты, а задвижки 4, 5 и 8 закрыты. Вытесняемую смесью воздуха и выхлопных газов жидкость из межтрубного пространства 14 по НКТ через задвижку 9 подают в емкость или амбар (на чертеже не показано). После повышения давления смеси воздуха и выхлопных газов в межтрубном пространстве 14 до требуемой величины (например, до 10 МПа) задвижку 6 закрывают, а установку 13 переводят после открытия задвижки 5 на насосный режим, т.е. нагнетание жидкости в затрубное пространство. Объем продавочной жидкости Vпж определяется по предложенной формуле. Так, при Рго=10 МПа, Нкз=50 м, d1=130 мм и d2=73 мм, Vпж=8,6 м3. При этом задвижки 4, 6 и 8 закрыты, а 5 и 9 открыты. Столько же жидкости (а именно - 8,6 м3) вытесняется из НКТ.After the acid treatment of the BCP by
После этого сбрасывают жидкость из затрубного пространства 14 через трубопровод 10 в резервуар (на чертеже не показано). Задвижкой 7 регулируют скорость падения давления в пределах 2-2,5 МПа/ч. Изменение давления контролируют манометром 22. При этом задвижка 4 открыта, а задвижки 5, 6, 8 и 9 закрыты.After that, the liquid is discharged from the annulus 14 through the pipeline 10 into the reservoir (not shown in the drawing). The valve 7 controls the rate of pressure drop within 2-2.5 MPa / h. The pressure change is controlled by a pressure gauge 22. In this case, the valve 4 is open, and the valves 5, 6, 8 and 9 are closed.
Излив смеси воздуха и выхлопных газов проводится постепенно со скоростью падения давления в пределах 2-2,5 МПа/ч. Регулирование осуществляется задвижкой 4. При этом обеспечивается плавность увеличения депрессии на пласт 23 и падения давления в ПЗП. По мере сброса воздуха скважина наполняется продуктами загрязнения, отходами химической реакции и ПЗП очищается пластовой жидкостью.The mixture of air and exhaust gases is poured out gradually with a pressure drop rate of 2–2.5 MPa / h. The regulation is carried out by the valve 4. This ensures a smooth increase in depression on the reservoir 23 and the pressure drop in the PPP. As air is discharged, the well is filled with pollution products, chemical reaction wastes, and the bottomhole layer is cleaned with formation fluid.
После разрежения межтрубного пространства до атмосферного давления производят дополнительное дренирование пласта 23 и очистку забоя: открывают задвижку 9 и столб жидкости в НКТ 2 падает на забой скважины. Импульсное воздействие, возникающее в результате падения жидкости из НКТ на забой, приводит к раскрытию старых и образованию новых микротрещин, разрушению отложений на перфорационных отверстиях 24 обсадной колонны 1 без нарушения технического состояния скважины. Вращающийся поток увлекает за собой шлам из перфорационных отверстий.After rarefaction of the annular space to atmospheric pressure, additional drainage of the formation 23 and bottom cleaning are performed: the valve 9 is opened and the liquid column in the tubing 2 falls onto the bottom of the well. The impulse effect resulting from the fall of fluid from the tubing to the bottom leads to the opening of old and the formation of new microcracks, the destruction of deposits on the perforations 24 of the casing 1 without disturbing the technical condition of the well. A rotating stream carries along the sludge from the perforations.
Сразу после выполнения последней операции приступают к повторению всех операций, т.е. выполнению второго цикла. Циклы повторяют 3-4 раза. При появлении нефти ее направляют в коллектор путем открытия задвижки 8. Работы прекращают, если давление нагнетания смеси газов не превышает 5 МПа.Immediately after the last operation, they begin to repeat all operations, i.e. the implementation of the second cycle. The cycles are repeated 3-4 times. When oil appears, it is sent to the reservoir by opening the valve 8. Work is stopped if the pressure of the mixture of gases does not exceed 5 MPa.
Пример 1. Определение объема продавочной жидкости.Example 1. Determination of the volume of the squeezing fluid.
Исходные данные: глубина спуска НКТ в скважину Ннкт=1600 м, уровень жидкости в затрубном пространстве Нж=0 м, конечное давление газовой подушки Рго=10 МПа, гидростатический коэффициент противодействия продавливанию жидкости К=100 м/МПа, высота межтрубного пространства, необходимая для критического запаса Нкз=50 м, внутренний диаметр обсадной колонны d1=130 мм, наружный диаметр НКТ d2=73 мм. Высота газовой подушки равна Нго=100· 10=1000 м. Объем продавочной жидкости равенInitial data: the depth of the tubing run into the well N tubing = 1600 m, the liquid level in the annulus H w = 0 m, the final pressure of the gas cushion P go = 10 MPa, the hydrostatic coefficient of counteracting the forcing of the fluid K = 100 m / MPa, the height of the annulus required for a critical margin of N KZ = 50 m, the inner diameter of the casing string d 1 = 130 mm, the outer diameter of the tubing d 2 = 73 mm. The height of the gas cushion is equal to N go = 100 · 10 = 1000 m. The volume of the squeezing liquid is
Vпж=0,785· (1302-732)· (1600-1000-50)· 10-6=5 м3 V pzh = 0.785 · (130 2 -73 2 ) · (1600-1000-50) · 10 -6 = 5 m 3
Объемы продавочной жидкости для возможных параметров технологического процесса приведены в таблице 1.The volumes of displacement fluid for the possible process parameters are shown in table 1.
Результаты расчетов объема продавочной жидкости для разных скважинTable 1
Calculation results for displacement fluid for different wells
Пример 2. При проведении солянокислотных обработок скважин на месторождениях Западной Сибири коэффициент успешности составляет, в среднем, 51%. Коэффициент успешности депрессионной обработки в этих же условиях не превышает 71%. При проведении на опытных участках совместной солянокислотной и депрессионной обработки по заявленному способу коэффициент успешности возрастает, в среднем, до 80%.Example 2. When conducting hydrochloric acid treatments of wells in the fields of Western Siberia, the success rate is, on average, 51%. The success rate of depression treatment under the same conditions does not exceed 71%. When conducting joint hydrochloric acid and depressive treatment at the test sites according to the claimed method, the success rate increases, on average, to 80%.
Таким образом, проведение предварительной кислотной обработки, использование взрыво- и пожаробезопасной смеси газов в условиях углеводородных сред, закачка в затрубное пространство допустимого объема жидкости позволяют существенно (в 1,5-2,0 раза) повысить эффективность очистки ПЗП, увеличить на 10-20% коэффициент успешности обработок, уменьшить опасность аварии при реализации способа.Thus, the preliminary acid treatment, the use of explosive and fireproof gas mixtures in hydrocarbon environments, the injection into the annular space of the allowable volume of liquid can significantly (1.5-2.0 times) increase the efficiency of the cleaning of PPP, increase by 10-20 % success rate of treatments, to reduce the risk of an accident during the implementation of the method.
Claims (3)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2003125839/03A RU2246610C1 (en) | 2003-08-21 | 2003-08-21 | Method for cleaning face-adjacent bed area |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2003125839/03A RU2246610C1 (en) | 2003-08-21 | 2003-08-21 | Method for cleaning face-adjacent bed area |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2246610C1 true RU2246610C1 (en) | 2005-02-20 |
RU2003125839A RU2003125839A (en) | 2005-02-20 |
Family
ID=35218432
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2003125839/03A RU2246610C1 (en) | 2003-08-21 | 2003-08-21 | Method for cleaning face-adjacent bed area |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2246610C1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2444620C1 (en) * | 2010-08-03 | 2012-03-10 | Александр Владимирович Шипулин | Method for formation well bore zone treatment |
RU2477787C1 (en) * | 2011-09-19 | 2013-03-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Method for bottom-hole zone treatment |
-
2003
- 2003-08-21 RU RU2003125839/03A patent/RU2246610C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2444620C1 (en) * | 2010-08-03 | 2012-03-10 | Александр Владимирович Шипулин | Method for formation well bore zone treatment |
RU2477787C1 (en) * | 2011-09-19 | 2013-03-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Method for bottom-hole zone treatment |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2003125839A (en) | 2005-02-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2376455C2 (en) | Method of chemical reagent impulsive implosion bottom hole treatment, equipment for its execution, pressure impulse generator | |
RU2310059C1 (en) | Method for pulsed well bottom zone treatment | |
CA2474064A1 (en) | Gas operated pump for hydrocarbon wells | |
GB2255794A (en) | Perforating and fracturing method for wells | |
US2964109A (en) | Method of eliminating water resistant coating from bore of injection wells | |
RU2246610C1 (en) | Method for cleaning face-adjacent bed area | |
RU2114284C1 (en) | Method and device for removing liquid from gas-condensate well | |
RU2321731C2 (en) | Oil field development method (variants) | |
EA003691B1 (en) | Operation mode of an oil well pumping unit for well development and device for performing said operation mode | |
RU2620099C1 (en) | Method of increasing productivity of development wells and injection capacity of injection wells | |
RU2537430C1 (en) | Method of cleaning of near wellbore region of injection wells | |
RU2007118892A (en) | METHOD FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATED AND ALTERNATIVE OPERATION AND DEVELOPMENT OF MULTIPLE LAYERS ONE WELL | |
RU2188301C1 (en) | Method of preparation and performance of well servicing | |
NO314419B1 (en) | Apparatus and method for filling fluid in an underground formation | |
RU2296215C1 (en) | Method for well bottom zone treatment | |
RU2217584C1 (en) | Method of well treatment in formation | |
SU1596079A1 (en) | Method and installation for gas-lift operation of well | |
RU2566343C1 (en) | Method for pulse-wave treatment of productive formation, and device for its implementation | |
RU2213861C1 (en) | Method of treatment of bottomhole formation zone | |
RU2544944C2 (en) | Method for removing sand-clay plug in well and its development under conditions of abnormally low formation pressures | |
RU2101470C1 (en) | Device for cleaning, development and investigation of well | |
SU848605A1 (en) | Device for treating hole-bottom area of well | |
RU2199653C1 (en) | Process of development of oil deposit | |
RU2241828C2 (en) | Method for treatment of well-adjacent bed zone | |
RU2119581C1 (en) | Device for hydraulic-impact treatment of bed |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PD4A | Correction of name of patent owner | ||
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130822 |