RU2680158C1 - Способ геомеханического воздействия на пласт - Google Patents
Способ геомеханического воздействия на пласт Download PDFInfo
- Publication number
- RU2680158C1 RU2680158C1 RU2018112310A RU2018112310A RU2680158C1 RU 2680158 C1 RU2680158 C1 RU 2680158C1 RU 2018112310 A RU2018112310 A RU 2018112310A RU 2018112310 A RU2018112310 A RU 2018112310A RU 2680158 C1 RU2680158 C1 RU 2680158C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pressure
- gas
- well
- bottomhole pressure
- cycles
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 17
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 20
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 19
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 19
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 19
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 52
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 12
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 9
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 7
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 claims description 6
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 claims description 5
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 claims description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 5
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 claims description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 3
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 3
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims description 3
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 230000000740 bleeding effect Effects 0.000 claims description 2
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 abstract description 2
- 230000001351 cycling effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- -1 for example Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000010349 pulsation Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000009420 retrofitting Methods 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/18—Repressuring or vacuum methods
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазовой отрасли промышленности и может быть использовано для повышения эффективности добычи нефти из низкопроницаемых продуктивных пластов при разработке нефтяных месторождений или нефтяных оторочек. Целью изобретения является создание за счет циклического геомеханического воздействия на пласт системы множественных микро- и макротрещин в объеме пласта, увеличивающих продуктивность добывающих и приемистость нагнетательных скважин. Данная цель достигается за счет создания вокруг ствола скважины зоны вторичной трещиноватости путем циклического воздействия на пласт. Каждый цикл состоит из этапов снижения забойного давления до минимально технологически возможного, роста забойного давления, закрытия устья скважины, принудительного повышения забойного давления путем нагнетания в скважину газа до достижения стационарной величины технологически реализуемого максимального забойного давления, поддержания данного давления, снижения давления на устье до атмосферного давления. После окончания циклов воздействия вводят скважину в эксплуатацию при проектных режимах. Технический результат заключается в повышении эффективности добычи нефти. 6 з.п. ф-лы, 2 ил.
Description
Изобретение относится к нефтегазовой отрасли промышленности и может быть использовано для повышения эффективности добычи нефти из низкопроницаемых продуктивных пластов при разработке нефтяных месторождений или нефтяных оторочек.
Известен способ освоения скважин (Коваленко Ю.Ф., Кулинич Ю.В., Карев В.И., Титоров М.Ю., Лесничий В.Ф., Самохвалов Г.В. СПОСОБ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН. RU 2179239, 2000 г.), предусматривающий после выполнения перфорации создание значительной величины депрессии, необходимой для частичного разрушения пласта с последующим ростом проницаемости призабойной зоны и продуктивности скважины. Данный способ предполагает только однократное снижение давления в пласте и его поддержание на данном уровне до перевода скважины в эксплуатационный режим. Кроме того, он не предназначен для реализации на нагнетательных скважинах.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ геомеханического воздействия на пласт «Способ повышения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин» (Закиров С.Н., Дроздов А.Н., Закиров Э.С., Дроздов Н.А. и др., RU 2620099, 2017), включающий создание вокруг ствола скважины зоны вторичной трещиноватости путем снижения забойного давления, причем забойное давление снижают до минимально технологически возможной величины, и раскрытие образовавшихся трещин при восстановлении забойного давления, а также последующий ввод скважины в эксплуатацию в качестве добывающей или нагнетательной, осуществление эксплуатации путем смены нескольких режимов с постепенным наращиванием депрессии или репрессии на пласт, определение оптимальной величины депрессии или репрессии с корректировкой проектных режимов эксплуатации.
Недостатком данного способа является малая амплитуда изменения пластового давления, которая не может гарантировать формирование значительной системы микротрещин. Это ограничивает максимальный технически реализуемый диапазон изменения забойного давления, а значит и амплитуду геомеханического воздействия на пласт. Также требуется компоновка с высокопроизводительным насосом для создания в период воздействия большей депрессии на пласт, чем проектные депрессии при последующей добыче флюида.
Технической проблемой, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, является повышение эффективности добычи нефти из карбонатных, а также низкопроницаемых продуктивных пластов.
Указанная проблема решается тем, что в способе, включающем создание вокруг ствола скважины зоны вторичной трещиноватости путем снижения забойного давления до минимально технологически возможной величины и раскрытие образовавшихся трещин при восстановлении забойного давления, а также последующий ввод скважины в эксплуатацию в качестве добывающей или нагнетательной, воздействие реализуют путем повторяющихся циклов снижения и роста забойного давления, каждый из которых состоит из этапов создания максимально технологически возможной депрессии на пласт, поддержания данного давления на период 1-2 суток, закрытия устья скважины и снятие кривой восстановления давления, принудительного повышения забойного давления путем нагнетания в скважину газа до достижения стационарной величины технологически реализуемого максимального забойного давления, поддержания данного давления на период 1-2 суток, к, снижение давления на устье до атмосферного давления со снятием кривой падения давления, при этом циклы повторяют до достижения стабильных значений коэффициентов продуктивности или приемистости, а после окончания циклов воздействия вводят скважину в эксплуатацию при проектных режимах..
В предпочтительных вариантах реализации способа:
- в качестве газа используют азот;
- в качестве газа используют углекислый газ;
- в качестве газа используют углеводородный газ, например, природный газ, или попутный нефтяной газ, или смесь природного и попутного нефтяного газа;
- в скважину для реализации воздействия спускают компоновку оборудования и оснащают устье скважины для компрессорной эксплуатации, причем газ нагнетают в циклах повышения забойного давления в пласт по насосно-компрессорным трубам, а в циклах снижения забойного давления - по затрубному пространству. В циклах снижения давления газ лифтирует жидкость на поверхность по насосно-компрессорным трубам;
- после окончания циклов воздействия осуществляют снижение давления газа на устье до атмосферного и без глушения скважины меняют компоновку устьевого и скважинного оборудования на необходимую для дальнейшей эксплуатации скважины в проектном режиме добычи или закачки, например, на компоновку с погружным центробежным насосом.
- Альтернативно низ компоновки оборудования для компрессорной эксплуатации дооборудуют установкой погружного центробежного насоса, на выходе погружного центробежного насоса в колонне насосно-компрессорных труб устанавливают циркуляционный клапан, при этом выше циркуляционного клапана затрубное пространство скважины перекрывают пакером, после завершения геомеханического воздействия осуществляют снижение давления газа на устье до атмосферного и вводят скважину в эксплуатацию с использованием установки погружного центробежного насоса для обеспечения проектных режимов эксплуатации;
Технико-технический результат изобретения заключается в создании за счет циклического геомеханического воздействия на пласт системы множественных микро- и макротрещин в объеме пласта, увеличивающих продуктивность добывающих и приемистость нагнетательных скважин.
Краткое описание чертежей
На фиг. 1 представлена схема компоновки для реализации способа, на фиг. 2 - вариант системы с дооборудованием установкой погружного центробежного насоса.
Компоновка для реализации способа содержит (см. фиг. 1) спущенную в скважину 1, пробуренную на пласт 2, колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) 3. Пространство между внутренней поверхностью эксплуатационной колонны скважины 1 и внешней поверхностью колонны НКТ 3 - это затрубное пространство 4. Оно перекрыто пакером 5. На устье скважины 1 смонтирована устьевая арматура 6. На ней установлены задвижки 7, 8, 9, 10 и 11. Устьевая арматура 8 соединена с выкидной линией 12. Задвижка 10 соединена с выкидной линии на амбар.
На поверхности размещен компрессор 13 с всасывающей линией 14 и нагнетательной линией 15 для закачки газа в скважину 1. В нижней части колонны НКТ 3 установлен рабочий клапан 16 для подачи газа из затрубного пространства 4 в НКТ 3. На забой скважины 1 спущен глубинный манометр 17 для снятия кривых восстановления и падения давления.
В варианте выполнения компоновки (см. фиг. 2) система содержит присоединенную к колонне НКТ 3 установку погружного центробежного насоса 18 с термоманометрической скважинной системой (ТМС, в состав которой входит глубинный манометр и термометр). Отдельный глубинный манометр, аналогичный 17 на фиг. 1, отсутствует. Система ТМС в составе установки 18 позволяет замерять забойные параметры - давление и температуру. На выходе погружного центробежного насоса 18 в колонне насосно-компрессорных труб 3 установлен циркуляционный клапан 19, при этом выше циркуляционного клапана 19 затрубное пространство 4 скважины 1 перекрыто пакером 5.
Способ осуществляют следующим образом.
На устье скважины устанавливается оборудование, обеспечивающее безопасное нагнетание газа в скважину (в колонну насосно-компрессорных труб НКТ или в затрубное пространство) и контролируемое фонтанирование скважины газо-жидкостной смесью, ее утилизацию.
Создают вокруг ствола скважины зону вторичной трещиноватости путем повторяющихся циклов снижения и роста забойного давления. В скважину 1 для реализации воздействия спускают компоновку оборудования и оснащают устье скважины 1 для компрессорной эксплуатации. Вначале, в цикле снижения забойного давления, создают максимально технологически возможную депрессию на пласт. Для этого подают газ по всасывающей линии 16 в компрессор 13, которым повышают давление газа. Далее, по линии нагнетания 15 через открытую задвижку 7, направляют газ в затрубное пространство 4 скважины 1. Задвижки 8 и 9 при этом закрыты. Затем газ подают через рабочий клапан 16 в колонну НКТ 3, поднимая далее с помощью газа жидкость на поверхность по насосно-компрессорным трубам 3, снижая забойное давление для обеспечения максимально технологически возможной депрессии на пласт 2. Подачу газа в НКТ 3 осуществляют через рабочий клапан 16 при перекрытии затрубного пространства 4 пакером 5, чтобы избежать сильных пульсаций давления. Жидкость с газом поступает далее через открытую задвижку 11 в выкидную линию 12 скважины 1.
Достигнутое забойное давление в скважине 1 поддерживают в течение 1-2 суток. Затем отключают компрессор 13 и закрывают задвижку 7 и снимают 1-2 дня кривую восстановления давления датчиком 17. После снятия кривой восстановления давления включают компрессор 13 и по нагнетательной линии 15 через открытую задвижку 9 по насосно-компрессорным трубам 3 нагнетают газ до достижения стационарной величины технологически реализуемого максимального забойного давления. Рабочий клапан 16 при этом закрыт, задвижки 7, 8 и 11 также закрыты. Скважину 1 выдерживают при достигнутом давлении 1-2 суток. Потом отключают компрессор 13 и закрывают задвижку 9. Далее снимают кривую падения давления датчиком 17 в течение 1-2 суток. После этого поднимают глубинный манометр 17 на поверхность и снижают давление на устье до атмосферного давления, открыв задвижку 10. При этом стравливаемый газ, который может содержать некоторое количество пластовой жидкости, направляют в амбар (на схеме не показан). Накопившуюся в амбаре жидкость откачивают в автоцистерну и увозят на установку подготовки нефти. Затем снова начинают закачку газа компрессором 13 в затрубное пространство 4 скважины 1, как было описано выше, и так далее.
По данным на режимах отбора, закачки, простоя, а также кривых восстановления давления и падения давления (КВД/КПД) оценивают изменение коэффициентов продуктивности/приемистости скважины.
Циклы снижения и роста забойного давления повторяют до достижения стабильных значений коэффициентов продуктивности или приемистости, а после окончания циклов воздействия вводят скважину 1 в эксплуатацию при проектных режимах добычи или нагнетания.
В качестве газа используют азот, углекислый газ, а также углеводородный газ, например, природный газ, или попутный нефтяной газ, или смесь природного и попутного нефтяного газа.
В случае использования в дальнейшем скважины 1 в качестве добывающей и оборудования скважины 1 для компрессорной эксплуатации, газ нагнетают компрессором 13 по затрубному пространству 4 через открытый рабочий клапан 16 в колонну НКТ 3, поднимая далее с помощью газа жидкость на поверхность по насосно-компрессорным трубам 3. Газожидкостную смесь направляют затем через открытую задвижку 11 в выкидную линию 12 скважины 1, задвижки 7, 8, 9 и 10 при этом закрыты.
В случае использования в дальнейшем скважины 1 в качестве нагнетательной и поддержания пластового давления путем закачки газа нагнетают газ компрессором 13 в пласт 2 по насосно-компрессорным трубам 3. Задвижки 7, 8, 11 и рабочий клапан 16 при этом закрыты.
В случае использования в дальнейшем скважины 1 в качестве нагнетательной и поддержания пластового давления путем закачки воды компрессор 13 отключают от скважины 1 и нагнетают в скважину 1 по насосно-компрессорным трубам 3 и далее в пласт 2 воду из системы заводнения нефтяного месторождения.
В варианте способа после окончания циклов воздействия осуществляют снижение давления на устье до атмосферного и без глушения скважины 1, меняют компоновку устьевого и скважинного оборудования на необходимую для дальнейшей эксплуатации скважины 1 в проектном режиме (добычи или закачки). Этот вариант применим для нефтяных скважин с пластовым давлением ниже гидростатического и невысоким газовым фактором.
В другом варианте способа низ компоновки для компрессорной эксплуатации дооборудуют установкой погружного центробежного насоса 18, на выходе погружного центробежного насоса 18 в колонне насосно-компрессорных труб 3 устанавливают циркуляционный клапан 19, при этом выше циркуляционного клапана 19 затрубное пространство скважины перекрывают пакером 5. Циркуляционный клапан 19 может быть различного принципа действия, например, механическим, гидравлическим и т.п.
Геомеханическое воздействие при этом производят следующим образом.
Вначале, в цикле снижения забойного давления, создают максимально технологически возможную депрессию на пласт, подают газ по всасывающей линии 16 в компрессор 13, которым повышают давление газа, и по линии нагнетания 15 через открытую задвижку 7, направляют газ в затрубное пространство 4 скважины 1. Задвижки 8 и 9 при этом закрыты. Затем газ подают через рабочий клапан 16 в колонну НКТ 3, поднимая далее с помощью газа жидкость на поверхность по насосно-компрессорным трубам 3, снижая забойное давление для обеспечения максимально технологически возможной депрессии на пласт 2. Циркуляционный клапан 19 при этом открыт, и жидкость из пласта 2 поступает, минуя насос 18, через циркуляционный клапан 19 в колонну НКТ 3 и поднимается газом на поверхность. Жидкость с газом поступает далее через открытую задвижку 11 в выкидную линию 12 скважины 1.
При достигнутом забойном давлении выдерживают скважину 1 на режиме 1-2 суток. Затем начинают цикл роста забойного давления. Скважину 1 перекрывают на устье, отключают компрессор 13 и закрывают задвижку 7. Данный режим выдерживается на период 1-2 суток для снятия кривой восстановления давления термоманометрической скважинной системой ТМС установки погружного центробежного насоса 18. После этого, принудительно повышают забойное давление путем нагнетания в пласт 2 газа включенным компрессором 15 по нагнетательной линии 15 через открытую задвижку 9 по насосно-компрессорным трубам 3 до достижения стационарной величины технологически реализуемого максимального забойного давления. Рабочий клапан 16 при этом закрыт, задвижки 7, 8 и 11 также закрыты, а циркуляционный клапан 19 открыт, и газ поступает в пласт 2 через циркуляционный клапан 19, минуя насос 18. Далее отключают компрессор 13 и закрывают задвижку 9, скважину 1 выдерживают при достигнутом давлении 1-2 суток. Далее, открыв задвижку 10, снижают давление на устье до атмосферного и снимают кривую падения давления системой ТМС установки погружного центробежного насоса 18 в течение 1-2 суток. При этом стравливаемый газ с некоторым количеством пластовой жидкости направляют в амбар (на схеме не показан). Накопившуюся жидкость по мере наполнения амбара из него удаляют и увозят на установку подготовки нефти. Затем снова начинают закачку газа компрессором 13 в затрубное пространство 4 скважины 1, как было описано выше, и так далее.
Циклы снижения и роста забойного давления повторяют до достижения стабильных значений коэффициентов продуктивности или приемистости.
После завершения геомеханического воздействия осуществляют снижение давление на устье до атмосферного, путем стравливания газа в линию 12, и вводят скважину в эксплуатацию с использованием установки погружного центробежного насоса 18 для обеспечения проектных режимов эксплуатации. После включения установки погружного центробежного насоса 18 циркуляционный клапан 19 закрывают и жидкость из пласта 2 откачивают установкой погружного центробежного насоса 18 на поверхность по колонне НКТ 3. Задвижка 11 при этом открыта, и добытая продукция поступает в выкидную линию 12 скважины 1, задвижки 7, 8, 9 и 10 при этом закрыты.
Таким образом, изобретение позволяет увеличить продуктивность добывающих и приемистость нагнетательных скважин, повысив при этом эффективность добычи нефти.
Техническая реализуемость изобретения основывается на использовании готовых или доступных для изготовления узлов и оборудования.
Claims (7)
1. Способ геомеханического воздействия на пласт, включающий создание вокруг ствола скважины зоны вторичной трещиноватости путем снижения забойного давления, и раскрытие образовавшихся трещин при восстановлении забойного давления, а также последующий ввод скважины в эксплуатацию в качестве добывающей или нагнетательной, отличающийся тем, что воздействие реализуют путем повторяющихся циклов снижения и роста забойного давления, каждый из которых состоит из этапов создания максимально технологически возможной депрессии на пласт, выдерживания при достигнутом забойном давлении на режиме 1-2 суток, остановки скважины на 1-2 суток для снятия кривой восстановления давления и релаксации напряжений, принудительного повышения забойного давления путем нагнетания в пласт газа до достижения стационарной величины технологически реализуемого максимального забойного давления, выдерживания при достигнутом давлении 1-2 суток, снятия кривой падения давления в течение 1-2 суток снижением давления на устье до атмосферного давления, при этом циклы повторяют до достижения стабильных значений коэффициентов продуктивности или приемистости, а после окончания циклов воздействия вводят скважину в эксплуатацию при проектных режимах добычи или нагнетания.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве газа используют азот.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве газа используют углекислый газ.
4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве газа используют углеводородный газ, например природный газ, или попутный нефтяной газ, или смесь природного и попутного нефтяного газа.
5. Способ по пп. 1-4, отличающийся тем, что в скважину для реализации воздействия спускают компоновку оборудования и оснащают устье скважины для компрессорной эксплуатации, причем газ нагнетают в циклах повышения забойного давления в пласт по насосно-компрессорным трубам, а в циклах снижения забойного давления - по затрубному пространству, поднимая далее с помощью газа жидкость на поверхность по насосно-компрессорным трубам.
6. Способ по п. 5, отличающийся тем, что низ компоновки оборудования для компрессорной эксплуатации дооборудуют установкой погружного центробежного насоса, на выходе погружного центробежного насоса в колонне насосно-компрессорных труб устанавливают циркуляционный клапан, при этом выше циркуляционного клапана затрубное пространство скважины перекрывают пакером, после завершения геомеханического воздействия осуществляют полное стравливание газа и вводят скважину в эксплуатацию с использованием установки погружного центробежного насоса для обеспечения проектных режимов эксплуатации.
7. Способ по п. 1-4, отличающийся тем, что после окончания циклов воздействия осуществляют полное стравливание газа и без глушения скважины меняют компоновку устьевого и скважинного оборудования на необходимую для дальнейшей эксплуатации скважины в проектном режиме добычи или закачки, например на компоновку с погружным центробежным насосом.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018112310A RU2680158C1 (ru) | 2018-04-05 | 2018-04-05 | Способ геомеханического воздействия на пласт |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018112310A RU2680158C1 (ru) | 2018-04-05 | 2018-04-05 | Способ геомеханического воздействия на пласт |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2680158C1 true RU2680158C1 (ru) | 2019-02-18 |
Family
ID=65442439
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018112310A RU2680158C1 (ru) | 2018-04-05 | 2018-04-05 | Способ геомеханического воздействия на пласт |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2680158C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2813421C1 (ru) * | 2023-07-05 | 2024-02-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина | Способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи |
| CN117948727A (zh) * | 2024-03-27 | 2024-04-30 | 吉林大学 | 一种利用环形分支水平井闭循环开采干热岩的方法 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4347899A (en) * | 1980-12-19 | 1982-09-07 | Mobil Oil Corporation | Downhold injection of well-treating chemical during production by gas lift |
| RU2179239C2 (ru) * | 2000-03-29 | 2002-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский центр "ГЕОМЕХАНИКА и ТЕХНОЛОГИЯ" | Способ освоения скважин |
| RU2472925C1 (ru) * | 2011-08-05 | 2013-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ вызова притока пластового флюида из скважины |
| RU2485302C1 (ru) * | 2011-12-29 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ вызова притока пластового флюида из скважины |
| RU2531414C1 (ru) * | 2013-05-30 | 2014-10-20 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН) | Способ компоновки внутрискважинного и устьевого оборудования для проведения исследований скважины, предусматривающих закачку в пласт агента нагнетания и добычу флюидов из пласта |
| RU2620099C1 (ru) * | 2016-05-10 | 2017-05-23 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН) | Способ повышения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин |
-
2018
- 2018-04-05 RU RU2018112310A patent/RU2680158C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4347899A (en) * | 1980-12-19 | 1982-09-07 | Mobil Oil Corporation | Downhold injection of well-treating chemical during production by gas lift |
| RU2179239C2 (ru) * | 2000-03-29 | 2002-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский центр "ГЕОМЕХАНИКА и ТЕХНОЛОГИЯ" | Способ освоения скважин |
| RU2472925C1 (ru) * | 2011-08-05 | 2013-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ вызова притока пластового флюида из скважины |
| RU2485302C1 (ru) * | 2011-12-29 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ вызова притока пластового флюида из скважины |
| RU2531414C1 (ru) * | 2013-05-30 | 2014-10-20 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН) | Способ компоновки внутрискважинного и устьевого оборудования для проведения исследований скважины, предусматривающих закачку в пласт агента нагнетания и добычу флюидов из пласта |
| RU2620099C1 (ru) * | 2016-05-10 | 2017-05-23 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН) | Способ повышения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2813421C1 (ru) * | 2023-07-05 | 2024-02-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина | Способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи |
| CN117948727A (zh) * | 2024-03-27 | 2024-04-30 | 吉林大学 | 一种利用环形分支水平井闭循环开采干热岩的方法 |
| CN117948727B (zh) * | 2024-03-27 | 2024-06-04 | 吉林大学 | 一种利用环形分支水平井闭循环开采干热岩的方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2196892C2 (ru) | Устройство и система (варианты) для увеличения добычи жидкости из подземных пластов | |
| US11613972B2 (en) | System and method for low pressure gas lift artificial lift | |
| RU2015156402A (ru) | Способ улучшенной добычи углеводородов с использованием множественных искусственно образованных трещин | |
| US10030489B2 (en) | Systems and methods for artificial lift via a downhole piezoelectric pump | |
| US20110214880A1 (en) | Artificial lift system and method for well | |
| RU2417306C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2296213C2 (ru) | Насосная пакерная установка для эксплуатации пластов скважины | |
| RU2680158C1 (ru) | Способ геомеханического воздействия на пласт | |
| RU2564312C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| RU2317407C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины | |
| RU2232263C2 (ru) | Способ добычи высоковязкой нефти | |
| RU2620099C1 (ru) | Способ повышения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин | |
| RU2680563C1 (ru) | Способ и устройство для геомеханического воздействия на пласт | |
| US20110203792A1 (en) | System, method and assembly for wellbore maintenance operations | |
| RU2558546C1 (ru) | Способ разработки многопластового нефтяного месторождения | |
| RU2330936C2 (ru) | Способ подъема жидкости из скважин | |
| RU2425961C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины | |
| RU2667242C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта скважиной с горизонтальным окончанием | |
| RU2491418C1 (ru) | Способ разработки многопластовой нефтяной залежи | |
| RU105938U1 (ru) | Устройство для закачки жидкости в скважину | |
| RU2465442C1 (ru) | Способ подъема жидкости из скважин | |
| RU2483204C1 (ru) | Устройство для разработки залежи высоковязкой нефти или битума | |
| RU193950U1 (ru) | Установка для одновременно-раздельной эксплуатации пластов | |
| RU2014119062A (ru) | Способ добычи однопластового скважинного флюида и насосно-эжекторная установка для его осуществления | |
| RU2783928C1 (ru) | Способ освоения и эксплуатации скважины после кислотной обработки нефтяного пласта |