RU2404373C1 - Способ работы колтюбинг-эжекторной установки в газлифтной нефтяной скважине - Google Patents
Способ работы колтюбинг-эжекторной установки в газлифтной нефтяной скважине Download PDFInfo
- Publication number
- RU2404373C1 RU2404373C1 RU2009133003/06A RU2009133003A RU2404373C1 RU 2404373 C1 RU2404373 C1 RU 2404373C1 RU 2009133003/06 A RU2009133003/06 A RU 2009133003/06A RU 2009133003 A RU2009133003 A RU 2009133003A RU 2404373 C1 RU2404373 C1 RU 2404373C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- geophysical
- ejector
- hydrodynamic
- ejection device
- well
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 16
- 239000003129 oil well Substances 0.000 title claims description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 42
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 26
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 24
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims abstract description 21
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 17
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 19
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 16
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 8
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 6
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 claims description 3
- 238000003825 pressing Methods 0.000 claims description 2
- 230000002262 irrigation Effects 0.000 claims 1
- 238000003973 irrigation Methods 0.000 claims 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 6
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 abstract description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 abstract description 3
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 16
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 1
- 241000124033 Salix Species 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 238000002604 ultrasonography Methods 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Способ работы колтюбинг-эжекторной установки в газлифтной нефтяной скважине. Изобретение относится к области насосной техники, преимущественно к скважинным насосным установкам для добычи нефти из скважин. Способ работы колтюбинг-эжекторной установки в газлифтной нефтяной скважине с колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) и пакером заключается в том, что спускают в НКТ на колонне гибких труб (КГТ) установленные последовательно снизу вверх хвостовик с входной воронкой, пакер и корпус-опору для эжектирующего устройства, пакер КГТ располагают над пакером НКТ, а входную воронку - над кровлей продуктивного пласта, проводят распакеровку пакера КГТ, через КГТ и корпус-опору закачивают в продуктивный пласт кислотный раствор, далее через КГТ устанавливают в корпусе-опоре гидродинамическое эжектирующее устройство с установленным под ним автономным манометром и путем подачи под давлением по кольцевому пространству между внешней поверхностью КГТ и внутренней поверхностью НКТ жидкого рабочего агента, например нефти или конденсата, в сопло гидродинамического эжектирующего устройства создают депрессию на продуктивный пласт и проводят дренирование его прискважинной зоны от продуктов реакции кислотного раствора с пластом, после откачки из продуктивного пласта продуктов реакции резко прекращают подачу рабочего агента в сопло гидродинамического эжектирующего устройства, при этом установленный в канале подвода перекачиваемой среды обратный клапан гидродинамического эжектирующего устройства автоматически закрывается, и проводят регистрацию кривой восстановления пластового давления (КВД) в подпакерном про�
Description
Изобретение относится к области насосной техники, преимущественно к скважинным насосным установкам для добычи нефти из скважин.
Известен способ работы скважинной струйной установки, включающий спуск в скважину колонны труб со струйным насосом и пакером, подачу жидкой рабочей среды в сопло струйного насоса и откачку из скважины добываемой жидкой среды (см. патент RU 2129671, кл. F04F 5/02, 27.04.1999).
Данный способ работы скважинной струйной установки позволяет проводить обработку прискважинной зоны с помощью физических, например ультразвуковых, полей и создавать депрессии на продуктивный пласт, однако в данном способе работы струйной установки предусмотрена подача рабочей среды в сопло струйного аппарата по колонне труб, что в ряде случаев сужает область использования данной установки.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ работы скважинной струйной установки, заключающийся в том, что спускают на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) установленные на ней последовательно снизу вверх хвостовик с входной воронкой, пакер и корпус-опору для эжектирующего устройства, устанавливают входную воронку над кровлей продуктивного пласта, проводят распакеровку пакера, далее проводят кислотную обработку продуктивного пласта и спускают на каротажном кабеле в НКТ подвижно установленное на каротажном кабеле эжектирующее устройство для откачки из продуктивного пласта продуктов реакции и проведения работ по интенсификации притока из продуктивного пласта добываемой из скважины среды (см. патент RU №2334131, кл. F04F 5/54, 20.09.2008).
Данный способ работы струйной установки позволяет проводить различные технологические операции в скважине ниже уровня установки струйного насоса. Однако данный способ работы скважинной струйной установки не позволяет в полной мере использовать ее возможности, что связано с невозможностью проведения работ в газлифтных скважинах без предварительного их глушения, извлечения газлифтной компоновки НКТ с пакером на поверхность и спуска в скважину компоновки НКТ с корпусом-опорой для эжектирующего устройства, пакером и хвостовиком, что требует привлечения для выполнения этих работ бригад капитального ремонта, приводит к большим затратам времени и, как следствие, к потере товарной нефти и большим экономическим затратам.
Задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение, является создание высокоэкономического способа работы скважинной эжекторной установки с возможностью проведения комплекса работ по испытанию и обработке продуктивных пластов и организации добычи пластового флюида из газлифтных скважин.
Техническим результатом от использования колтюбинг-эжекторной установки является расширение функциональных возможностей скважинной эжекторной установки.
Указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что способ работы колтюбинг-эжекторной установки в газлифтной нефтяной скважине с колонной НКТ и пакером заключается в том, что спускают в НКТ на колонне гибких труб (КГТ) установленные последовательно снизу вверх хвостовик с входной воронкой, пакер и корпус-опору для эжектирующего устройства, пакер КГТ располагают над пакером НКТ, а входную воронку - над кровлей продуктивного пласта, проводят распакеровку пакера КГТ, через КГТ и корпус-опору закачивают в продуктивный пласт кислотный раствор, далее через КГТ устанавливают в корпусе-опоре гидродинамическое эжектирующее устройство с установленным под ним автономным манометром и путем подачи под давлением по кольцевому пространству между внешней поверхностью КГТ и внутренней поверхностью НКТ жидкого рабочего агента, например нефти или конденсата, в сопло гидродинамического эжектирующего устройства создают депрессию на продуктивный пласт и проводят дренирование его прискважинной зоны от продуктов реакции кислотного раствора с пластом, после откачки из продуктивного пласта продуктов реакции резко прекращают подачу рабочего агента в сопло гидродинамического эжектирующего устройства, при этом установленный в канале подвода перекачиваемой среды обратный клапан гидродинамического эжектирующего устройства автоматически закрывается, и проводят регистрацию кривой восстановления пластового давления (КВД) в подпакерном пространстве, после регистрации КВД с помощью канатной техники извлекают гидродинамическое эжектирующее устройство с автономным манометром на поверхность и через КГТ в скважину на каротажном кабеле спускают комплексный геофизический прибор с подвижно установленным над ним на каротажном кабеле геофизическим эжектирующим устройством, при спуске с помощью комплексного геофизического прибора регистрируют фоновые геофизические параметры, например давление и температуру, вдоль ствола скважины от входной воронки КГТ до забоя скважины, при этом геофизическое эжектирующее устройство устанавливают в корпусе-опоре, далее путем подачи под давлением по кольцевому пространству между внешней поверхностью КГТ и внутренней поверхностью НКТ рабочего агента в сопло геофизического эжектирующего устройства создают депрессию на продуктивный пласт, дренируют продуктивный пласт до момента стабилизации притока, а потом при работающем геофизическом эжектирующем устройстве с помощью каротажного кабеля поднимают комплексный геофизический прибор от забоя до входной воронки КГТ, регистрируя при этом геофизические параметры скважины, прекращают работу геофизического эжектирующего устройства и извлекают из скважины комплексный геофизический прибор с геофизическим эжектирующим устройством на поверхность, сбрасывают в КГТ гидродинамическое эжектирующее устройство с автономным манометром и устанавливают его в корпусе-опоре, путем подачи под давлением по кольцевому пространству между внешней поверхностью КГТ и внутренней поверхностью НКТ в сопло гидродинамического эжектирующего устройства природного газа создают депрессию на продуктивный пласт, под действием которой пластовый флюид, в частности нефть, через канал подвода откачиваемой среды, зазор между срезом сопла и срезом камеры смешения, камеру смешения и диффузор гидродинамического эжектирующего устройства поступает в КГТ и по ней вместе с природным газом в результате эжекторного газлифта поднимается на поверхность, проводят добычу пластового флюида, а после падения дебита пластового флюида заменяют природный газ на нефть или конденсат, резко прекращают подачу рабочего агента в сопло гидродинамического эжектирующего устройства и проводят регистрацию КВД в подпакерном пространстве, после чего с помощью канатной техники извлекают гидродинамическое эжектирующее устройство вместе с автономным манометром на поверхность и на каротажном кабеле спускают комплексный каротажный прибор с подвижно установленным над ним геофизическим эжектирующим устройством и с помощью комплексного каротажного прибора исследуют интервал скважины от входной воронки до забоя скважины при работающем геофизическом эжектирующем устройстве, регистрируя профили притока и определяя источники обводнения, замещают жидкий рабочий агент на природный газ, прекращают подачу природного газа в сопло геофизического эжектирующего устройства, извлекают из скважины комплексный каротажный прибор с геофизическим эжектирующим устройством и проводят через КГТ и корпус-опору мероприятия по восстановлению производительности скважины по пластовому флюиду: водоизоляционные работы, перестрел пласта в режиме депрессии с помощью малогабаритных перфораторов, спускаемых на каротажном кабеле или кислотную обработку пласта, а потом повторные описанные выше гидродинамические и геофизические исследования и снова запускают скважину в работу с помощью эжекторного газлифта.
Анализ работы скважинной эжекторной установки показал, что представляется возможность расширить функциональные возможности установки путем расширения диапазона работ, которые можно проводить в скважине без подъема НКТ и КГТ на поверхность и установки в скважине дополнительного оборудования.
Скважинная эжекторная установка дает возможность создавать ряд различных депрессий с помощью эжектирующих устройств в подпакерной зоне скважины с заданной величиной перепада давления с перфорацией и дренированием продуктивного пласта, а с помощью каротажного прибора и автономного манометра проводить работы по регистрации давления, температуры и других физических параметров скважины и откачиваемой из скважины среды, проводить исследование и испытание скважины, а также проводить регистрацию кривой восстановления пластового давления в подпакерном пространстве скважины без использования специально для этого предназначенной функциональной вставки и организовать добычу пластового флюида из скважины газлифтным способом с периодическим проведением работ по интенсификации притока добываемой среды из продуктивного пласта. При этом следует отметить, что выполнение в стенке опоры перепускного канала с обратным клапаном позволяет организовать подачу в продуктивный пласт химических реактивов без использования каких-либо дополнительных приспособлений или функциональных вставок, повысить производительность работ, а обратный клапан при этом предотвращает поступление закачиваемых в продуктивный пласт сред в заколонное надпакерное пространство КГТ. Причем все эти работы проводятся без демонтажа НКТ и КГТ.
Таким образом, данный способ работы позволяет провести испытания продуктивных пластов в скважине без проведения многократных спусков и подъемов НКТ и КГТ и без использования какого-либо дополнительного специального оборудования, например азотной установки для удаления продуктов реакции из пласта, а также организовать добычу пластового флюида в газлифтных скважинах с помощью эжекторного газлифта, что позволяет в 4-6 раз снизить расход природного газа на единицу добываемой продукции.
На фиг.1 схематически представлен продольный разрез колтюбинг-эжекторной установки при закачке в продуктивный пласт химических реактивов (кислотная обработка продуктивного пласта).
На фиг.2 схематически представлен продольный разрез колтюбинг-эжекторной установки с установленным в корпусе-опоре гидродинамическим эжектирующим устройством с автономным манометром.
На фиг.3 схематически представлен продольный разрез колтюбинг-эжекторной установки с комплексным геофизическим прибором или перфоратором и установленным в корпусе-опоре геофизическим эжектирующим устройством.
Скважинная струйная установка содержит НКТ 1 с пакером 2, колонну гибких труб (КГТ) 3, на которой установлены последовательно снизу вверх хвостовик 4 с входной воронкой 5, пакер 6 и корпус-опора 7 для установки эжектирующих устройств, а именно гидродинамического эжектирующего устройства 8 и геофизического эжектирующего устройства 9. В корпусе-опоре 7 выполнен перепускной канал 10 с установленным в нем обратным клапаном 11. Гидродинамическое эжектирующее устройство 8 и геофизическое эжектирующее устройство 9 и выполнены с соплом 12 для подачи рабочего агента, сообщенным со стороны входа в него через перепускной канал 10 с затрубным пространством КГТ 3, камерой смешения 13, диффузором 14 и каналом 15 подвода откачиваемой среды. Гидродинамическое эжектирующее устройство 8 выполнено с установленным под ним автономным манометром 16 и установленным в канале 15 подвода откачиваемой среды обратным клапаном 17. Через канал 15 подвода откачиваемой среды геофизического эжектирующего устройства 9 пропущен каротажный кабель 18 для размещения в скважине ниже геофизического эжектирующего устройства 9 комплексного геофизического прибора 19 или малогабаритного перфоратора 20, при этом каротажный кабель 18 пропущен через установленный над каналом 15 подвода перекачиваемой среды герметизирующий узел 21 с возможностью перемещения относительно геофизического эжектирующего устройства 9.
В газлифтную нефтяную скважину с колонной НКТ и пакером спускают в НКТ на КГТ 3 установленные последовательно снизу вверх хвостовик 4 с входной воронкой 5, пакер 6 и корпус-опору 7 для эжектирующего устройства. Пакер 6 КГТ 3 располагают над пакером 2 НКТ 1, а входную воронку 5 - над кровлей продуктивного пласта 22. Проводят распакеровку пакера 6 КГТ 3 и через КГТ 3 и корпус-опору 7 закачивают в продуктивный пласт 22 кислотный раствор. А потом через КГТ 3 устанавливают в корпусе-опоре 7 гидродинамическое эжектирующее устройство 8 с установленным под ним автономным манометром 16. Путем подачи под давлением по кольцевому пространству между внешней поверхностью КГТ 3 и внутренней поверхностью НКТ 1 жидкого рабочего агента (нефть или конденсат) в сопло 12 гидродинамического эжектирующего устройства 8 создают депрессию на продуктивный пласт 22 и проводят дренирование его прискважинной зоны от продуктов реакции кислотного раствора с пластом. После откачки из продуктивного пласта 22 продуктов реакции резко прекращают подачу рабочего агента в сопло 12 гидродинамического эжектирующего устройства 8, при этом установленный в канале 15 подвода откачиваемой среды обратный клапан 17 гидродинамического эжектирующего устройства 8 автоматически закрывается, и проводят регистрацию кривой восстановления пластового давления (КВД) в подпакерном пространстве. После регистрации КВД с помощью канатной техники извлекают гидродинамическое эжектирующее устройство 8 с автономным манометром 16 на поверхность и через КГТ 3 в скважину на каротажном кабеле 18 спускают комплексный геофизический прибор 19 с подвижно установленным над ним на каротажном кабеле 18 геофизическим эжектирующим устройством 9. При спуске с помощью комплексного геофизического прибора 19 регистрируют фоновые геофизические параметры, например давление и температуру, вдоль ствола скважины от входной воронки 5 КГТ 3 до забоя скважины, при этом геофизическое эжектирующее устройство 9 устанавливают в корпусе-опоре 7. Далее путем подачи под давлением по кольцевому пространству между внешней поверхностью КГТ 3 и внутренней поверхностью НКТ 1 рабочего агента в сопло 12 геофизического эжектирующего устройства 9 создают депрессию на продуктивный пласт 22, дренируют продуктивный пласт 22 до момента стабилизации притока, а потом при работающем геофизическом эжектирующем устройстве 9 с помощью каротажного кабеля 18 поднимают комплексный геофизический прибор 19 от забоя до входной воронки 5 КГТ 3, регистрируя при этом геофизические параметры скважины. Прекращают работу геофизического эжектирующего устройства 9 и извлекают из скважины комплексный геофизический прибор 19 с геофизическим эжектирующим устройством 9 на поверхность, сбрасывают в КГТ 3 гидродинамическое эжектирующее устройство 8 с автономным манометром 16 и устанавливают его в корпусе-опоре 7. Путем подачи под давлением по кольцевому пространству между внешней поверхностью КГТ 3 и внутренней поверхностью НКТ 1 в сопло 12 гидродинамического эжектирующего устройства 8 природного газа создают депрессию на продуктивный пласт 22, под действием которой пластовый флюид, в частности нефть, через канал 15 подвода откачиваемой среды, зазор между срезом сопла 12 и срезом камеры смешения 13, камеру смешения 13 и диффузор 14 гидродинамического эжектирующего устройства 8 поступает в КГТ 3 и по ней вместе с природным газом поднимается на поверхность (эжекторный газлифт). Проводят добычу пластового флюида с помощью эжекторного газлифта. После падения дебита пластового флюида заменяют природный газ на нефть или конденсат, резко прекращают подачу рабочего агента в сопло 12 гидродинамического эжектирующего устройства 8 и проводят регистрацию КВД в подпакерном пространстве, после чего с помощью канатной техники извлекают гидродинамическое эжектирующее устройство 8 вместе с автономным манометром 16 на поверхность и на каротажном кабеле 18 спускают комплексный каротажный прибор 20 с подвижно установленным над ним геофизическим эжектирующим устройством 9 и с помощью комплексного каротажного прибора 20 исследуют интервал скважины от входной воронки 5 до забоя скважины при работающем геофизическом эжектирующем устройстве 9, регистрируя профили притока и определяя источники обводнения. Замещают жидкий рабочий агент на природный газ, прекращают подачу природного газа в сопло 12 геофизического эжектирующего устройства 9. Извлекают из скважины комплексный каротажный прибор 20 с геофизическим эжектирующим устройством 9 и проводят через КГТ 3 и корпус-опору 7 мероприятия для восстановления производительности скважины по пластовому флюиду: водоизоляционные работы, перестрел пласта в режиме депрессии с помощью малогабаритных перфораторов, спускаемых на каротажном кабеле 18, или кислотную обработку пласта 22, а потом повторные описанные выше гидродинамические и геофизические исследования и снова запускают скважину в работу с помощью эжекторного газлифта.
Изобретение может найти применение при испытании, освоении и эксплуатации нефтяных и газоконденсатных скважин, а также при их капитальном ремонте.
Claims (1)
- Способ работы колтюбинг-эжекторной установки в газлифтной нефтяной скважине с колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) и пакером, заключающийся в том, что спускают в НКТ на колонне гибких труб (КГТ) установленные последовательно снизу вверх хвостовик с входной воронкой, пакер и корпус-опору для эжектирующего устройства, пакер КГТ располагают над пакером НКТ, а входную воронку - над кровлей продуктивного пласта, проводят распакеровку пакера КГТ, через КГТ и корпус-опору закачивают в продуктивный пласт кислотный раствор, далее через КГТ устанавливают в корпусе-опоре гидродинамическое эжектирующее устройство с установленным под ним автономным манометром и путем подачи под давлением по кольцевому пространству между внешней поверхностью КГТ и внутренней поверхностью НКТ жидкого рабочего агента, например нефти или конденсата в сопло гидродинамического эжектирующего устройства, создают депрессию на продуктивный пласт и проводят дренирование его прискважинной зоны от продуктов реакции кислотного раствора с пластом, после откачки из продуктивного пласта продуктов реакции резко прекращают подачу рабочего агента в сопло гидродинамического эжектирующего устройства, при этом установленный в канале подвода перекачиваемой среды обратный клапан гидродинамического эжектирующего устройства автоматически закрывается, и проводят регистрацию кривой восстановления пластового давления (КВД) в подпакерном пространстве, после регистрации КВД с помощью канатной техники извлекают гидродинамическое эжектирующее устройство с автономным манометром на поверхность и через КГТ в скважину на каротажном кабеле спускают комплексный геофизический прибор с подвижно установленным над ним на каротажном кабеле геофизическим эжектирующим устройством, при спуске с помощью комплексного геофизического прибора регистрируют фоновые геофизические параметры, например давление и температуру вдоль ствола скважины от входной воронки КГТ до забоя скважины, при этом геофизическое эжектирующее устройство устанавливают в корпусе-опоре, далее путем подачи под давлением по кольцевому пространству между внешней поверхностью КГТ и внутренней поверхностью НКТ рабочего агента в сопло геофизического эжектирующего устройства создают депрессию на продуктивный пласт, дренируют продуктивный пласт до момента стабилизации притока, а потом при работающем геофизическом эжектирующем устройстве с помощью каротажного кабеля поднимают комплексный геофизический прибор от забоя до входной воронки КГТ, регистрируя при этом геофизические параметры скважины, прекращают работу геофизического эжектирующего устройства и извлекают из скважины комплексный геофизический прибор с геофизическим эжектирующим устройством на поверхность, сбрасывают в КГТ гидродинамическое эжектирующее устройство с автономным манометром и устанавливают его в корпусе-опоре, путем подачи под давлением по кольцевому пространству между внешней поверхностью КГТ и внутренней поверхностью НКТ в сопло гидродинамического эжектирующего устройства природного газа создают депрессию на продуктивный пласт, под действием которой пластовый флюид, в частности нефть, через канал подвода откачиваемой среды, зазор между срезом сопла и срезом камеры смешения, камеру смешения и диффузор гидродинамического эжектирующего устройства поступает в КГТ и по ней вместе с природным газом в результате эжекторного газлифта поднимается на поверхность, проводят добычу пластового флюида, а после падения дебита пластового флюида заменяют природный газ на нефть или конденсат, резко прекращают подачу рабочего агента в сопло гидродинамического эжектирующего устройства и проводят регистрацию КВД в подпакерном пространстве, после чего с помощью канатной техники извлекают гидродинамическое эжектирующее устройство вместе с автономным манометром на поверхность и на каротажном кабеле спускают комплексный каротажный прибор с подвижно установленным над ним геофизическим эжектирующим устройством и с помощью комплексного каротажного прибора исследуют интервал скважины от входной воронки до забоя скважины при работающем геофизическом эжектирующем устройстве, регистрируя профили притока и определяя источники обводнения, замещают жидкий рабочий агент на природный газ, прекращают подачу природного газа в сопло геофизического эжектирующего устройства, извлекают из скважины комплексный каротажный прибор с геофизическим эжектирующим устройством и проводят через КГТ и корпус-опору мероприятия по восстановлению производительности скважины по пластовому флюиду: водоизоляционные работы, перестрел пласта в режиме депрессии с помощью малогабаритных перфораторов, спускаемых на каротажном кабеле, или кислотную обработку пласта, а потом повторные, описанные выше, гидродинамические и геофизические исследования и снова запускают скважину в работу с помощью эжекторного газлифта.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009133003/06A RU2404373C1 (ru) | 2009-09-03 | 2009-09-03 | Способ работы колтюбинг-эжекторной установки в газлифтной нефтяной скважине |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009133003/06A RU2404373C1 (ru) | 2009-09-03 | 2009-09-03 | Способ работы колтюбинг-эжекторной установки в газлифтной нефтяной скважине |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2404373C1 true RU2404373C1 (ru) | 2010-11-20 |
Family
ID=44058486
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2009133003/06A RU2404373C1 (ru) | 2009-09-03 | 2009-09-03 | Способ работы колтюбинг-эжекторной установки в газлифтной нефтяной скважине |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2404373C1 (ru) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2459948C1 (ru) * | 2011-03-14 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Способ поинтервальной обработки призабойной зоны пластов нефтегазовой скважины (варианты) |
| WO2014022611A1 (en) * | 2012-08-01 | 2014-02-06 | Schlumberger Canada Limited | Single well inject-produce pilot for eor |
| RU2642694C1 (ru) * | 2016-09-01 | 2018-01-25 | Юлий Андреевич Гуторов | Способ исследования горизонтальных скважин |
| RU2828936C1 (ru) * | 2024-06-26 | 2024-10-21 | Дмитрий Сергеевич Шубенок | Универсальное многофункциональное устройство на основе вставного гидравлического струйного эжекторного насоса для проведения нефтепромысловых работ |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2129671C1 (ru) * | 1998-03-11 | 1999-04-27 | Зиновий Дмитриевич Хоминец | Способ работы скважинной струйной установки |
| CA2261415A1 (en) * | 1998-02-11 | 1999-08-11 | Anthony Walby Wakefield | Method and apparatus for extracting oil |
| GB2410044A (en) * | 2004-01-15 | 2005-07-20 | Schlumberger Holdings | Combined jet pump and safety valve unit for simple deployment and retrieval |
| RU2303171C1 (ru) * | 2006-03-22 | 2007-07-20 | Зиновий Дмитриевич Хоминец | Скважинная струйная установка для каротажных работ и способ ее работы |
| RU2334131C1 (ru) * | 2007-07-18 | 2008-09-20 | Зиновий Дмитриевич Хоминец | Скважинная струйная установка эмпи-угис-(31-40)ш |
-
2009
- 2009-09-03 RU RU2009133003/06A patent/RU2404373C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2261415A1 (en) * | 1998-02-11 | 1999-08-11 | Anthony Walby Wakefield | Method and apparatus for extracting oil |
| RU2129671C1 (ru) * | 1998-03-11 | 1999-04-27 | Зиновий Дмитриевич Хоминец | Способ работы скважинной струйной установки |
| GB2410044A (en) * | 2004-01-15 | 2005-07-20 | Schlumberger Holdings | Combined jet pump and safety valve unit for simple deployment and retrieval |
| RU2303171C1 (ru) * | 2006-03-22 | 2007-07-20 | Зиновий Дмитриевич Хоминец | Скважинная струйная установка для каротажных работ и способ ее работы |
| RU2334131C1 (ru) * | 2007-07-18 | 2008-09-20 | Зиновий Дмитриевич Хоминец | Скважинная струйная установка эмпи-угис-(31-40)ш |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2459948C1 (ru) * | 2011-03-14 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Способ поинтервальной обработки призабойной зоны пластов нефтегазовой скважины (варианты) |
| WO2014022611A1 (en) * | 2012-08-01 | 2014-02-06 | Schlumberger Canada Limited | Single well inject-produce pilot for eor |
| RU2642694C1 (ru) * | 2016-09-01 | 2018-01-25 | Юлий Андреевич Гуторов | Способ исследования горизонтальных скважин |
| RU2828936C1 (ru) * | 2024-06-26 | 2024-10-21 | Дмитрий Сергеевич Шубенок | Универсальное многофункциональное устройство на основе вставного гидравлического струйного эжекторного насоса для проведения нефтепромысловых работ |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2334131C1 (ru) | Скважинная струйная установка эмпи-угис-(31-40)ш | |
| WO2007149008A1 (en) | Method for operating a well jet device at a hydraulic fracturing of multilayer hydrocarbon reservoirs | |
| RU2404373C1 (ru) | Способ работы колтюбинг-эжекторной установки в газлифтной нефтяной скважине | |
| RU2246049C1 (ru) | Скважинная установка для работы в горизонтальных скважинах и способ ее работы | |
| WO2006068535A1 (fr) | Procede permettant de faire fonctionner un dispositif de fond de puits a jet lors de la fracturation hydraulique d'une couche | |
| RU2190779C1 (ru) | Скважинная струйная установка для испытания и освоения скважин и способ работы скважинной струйной установки | |
| EA005687B1 (ru) | Способ работы скважинной струйной установки при очистке прискважинной зоны пласта ультразвуком и устройство для его осуществления | |
| WO2007126331A1 (en) | Method for operating a jet device for developing and operating oil- and-gas wells | |
| RU2404374C1 (ru) | Способ работы скважинной струйной установки при испытании многопластовых залежей | |
| RU2303172C1 (ru) | Скважинная струйная установка эмпи-угис-(21-30)к и способ ее работы | |
| RU2263784C1 (ru) | Эжекторный многофункциональный пластоиспытатель для горизонтальных скважин и способ его работы | |
| RU2345214C2 (ru) | Способ освоения, интенсификации нефтегазовых притоков, проведения водоизоляционных работ и устройство для его осуществления | |
| EA200501656A1 (ru) | Скважинная струйная установка и способ ее работы при каротаже горизонтальных скважин | |
| RU2256103C1 (ru) | Способ работы эжекторного многофункционального пластоиспытателя для горизонтальных скважин | |
| RU2239730C1 (ru) | Скважинная струйная установка для каротажа горизонтальных скважин и способ ее работы | |
| RU2374503C1 (ru) | Скважинная струйная установка для перфорации пластов, интенсификации притока и освоения нефтегазовых скважин | |
| RU2631580C1 (ru) | Скважинная струйная установка для селективного испытания пластов | |
| RU2263237C1 (ru) | Способ работы скважинной струйной установки при эксплуатации газоконденсатных скважин | |
| RU2206801C1 (ru) | Способ работы скважинной струйной установки при кислотной обработке пласта | |
| RU2253761C1 (ru) | Способ работы скважинной струйной установки при каротаже горизонтальных скважин | |
| RU2263236C1 (ru) | Способ работы скважинной струйной установки при гидроразрыве пласта и установка для осуществления способа | |
| RU2307928C1 (ru) | Способ работы скважинной струйной установки при каротаже горизонтальных скважин | |
| RU2206800C1 (ru) | Скважинная струйная установка для кислотной обработки пласта | |
| RU2256102C1 (ru) | Эжекторный многофункциональный пластоиспытатель для испытания и освоения горизонтальных скважин | |
| RU2252338C1 (ru) | Способ подготовки к работе скважинной струйной установки для каротажа горизонтальных скважин |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20150904 |