RU2724727C1 - Способ обработки призабойной зоны пласта добывающей скважины - Google Patents
Способ обработки призабойной зоны пласта добывающей скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2724727C1 RU2724727C1 RU2019130817A RU2019130817A RU2724727C1 RU 2724727 C1 RU2724727 C1 RU 2724727C1 RU 2019130817 A RU2019130817 A RU 2019130817A RU 2019130817 A RU2019130817 A RU 2019130817A RU 2724727 C1 RU2724727 C1 RU 2724727C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- formation
- acid composition
- pump
- pipes
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 39
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 19
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 18
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 30
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 29
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 19
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 14
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 12
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 11
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 10
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims abstract description 7
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 4
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 claims abstract description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 11
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 25
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 10
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 10
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 3
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 239000011874 heated mixture Substances 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000007669 thermal treatment Methods 0.000 description 1
- 239000002569 water oil cream Substances 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
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 способу обработки призабойной зоны пласта добывающей скважины. Техническим результатом является возможность проведения термической кислотной обработки призабойной зоны пласта без спускоподъемных операций насосного оборудования. Способ обработки призабойной зоны пласта добывающей скважины включает спуск в скважину колонны НКТ с хвостовиком, закачку реагента и горячей воды в пласт, спуск на лифтовых трубах в скважину глубинного насоса, отбор продукции скважины насосом. В качестве реагентов используют кислотный состав. Перед спуском НКТ предварительно определяют приемистость пласта, необходимый объем закачки реагентов и время реагирования кислотного состава в горячем состоянии с материалом труб, спущенных в скважину, исходя из чего выбирают площадь поперечного сечения межтрубного пространства, при котором исключается активное реагирование кислотного состава с материалом скважинных труб. В скважину перед закачкой концентрично спускают колонну лифтовых труб с насосом и наружным диаметром, обеспечивающим выбранную площадь поперечного сечения снаружи этих лифтовых труб, по которой закачивают кислотный состав, который продавливают горячей водой в пласт. После необходимой для реагирования кислотного состава технологической выдержки продукцию скважины сразу начинают отбирать глубинным насосом. При необходимости кислотную обработку пласта производят в несколько циклов в сочетании с отбором продукции пласта до получения необходимой проницаемости призабойной зоны. 2 з.п. ф-лы, 2 ил., 2 пр.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам обработки призабойной зоны пласта кислотными реагентами добывающей скважины.
Известен способ добычи углеводородов из нефтекерогеносодержащих пластов (патент RU № 2671880, МПК E21B 43/247, E21B 43/267, E21B 43/27, E21B 43/22, опубл. 07.11.2018 в Бюл. № 31), включающий приготовление рабочих агентов, инжектирование их по продуктопроводу в продуктивный нефтекерогеносодержащий пласт с целью высокотемпературного термохимического воздействия на продуктивный пласт с последующим отбором из него углеводородов в режиме фонтанирования скважины и доставку их на дневную поверхность по продуктопроводу, причем перед высокотемпературным термохимическим воздействием на продуктивный пласт осуществляют восстановление естественной трещиноватости и естественных флюидопроводящих каналов в призабойной зоне продуктивного пласта путем низкотемпературного термохимического воздействия на него рабочим агентом с последующим закреплением каналов нанопроппантом в результате низкотемпературного термохимокаталитического воздействия с использованием рабочего агента, а также для увеличения межгранулярной проницаемости в призабойной зоне скважины подвергают продуктивный пласт кислотному термохимическому воздействию с использованием рабочего агента с последующими тепловым воздействием на продуктивный пласт и проведением в нем внутрипластовых тепловых взрывов, причем после осуществления основного высокотемпературного термохимического воздействия и перед отбором углеводородов осуществляют термокаталитическое воздействие на продуктивный пласт для внутрипластового облагораживания углеводородов с последующим осуществлением на продуктивный пласт водородно-термокаталитического воздействия с использованием каталитического нанопроппанта для увеличения степени полноты молекулярной модификации нефти низкопроницаемых пород, битуминозной нефти и керогена в более ценные углеводороды и предупреждения компакции продуктивного пласта за счет закрепления флюидопроводящих каналов продуктивного пласта нанопроппантом, после чего осуществляют термогидроуглекислотное воздействие на продуктивный пласт с последующим отбором по продуктопроводу модифицированных и частично облагороженных углеводородов на дневную поверхность, а в процессе доставки углеводородов на дневную поверхность осуществляют их дополнительное частичное облагораживание за счет пропускания через проточный реактор, образованный пространством в продуктопроводе между колонной насосно-компрессорных труб и коаксиально размещенной в ней безмуфтовой трубой.
Недостатками способа являются узкая область применения (только для скважин с высоким внутрипластовым давлением – фонтанирующих скважин) и сложность реализации из-за большого количества операций и их много стадийность с применением дорогостоящих реагентов и оборудования.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяного, или газового, или газоконденсатного месторождения с подстилающей или подошвенной водой и добычи нефти, или газа, или газового конденсата (углеводорода) штанговым насос-компрессором с раздельным приемом углеводорода и воды (патент RU № 2293214, МПК F04B 47/00, E21B 43/00, опубл. 10.02.2007 в Бюл. № 4), по которому спускают в скважину колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером и хвостовиком, подают через хвостовик в колонну НКТ, нагретую до 70-80°С, смесь безводной нефти с маслорастворимым или масловодорастворимым поверхностно-активным веществом (ПАВ) в количестве, достаточном для вытеснения холодной и остывшей нефти из хвостовика в затрубное пространство скважины в зоне пласта и размещения нагретой смеси напротив зоны перфорации, перекрывают пакером затрубное пространство скважины и закачивают под давлением нагретую смесь нефти с ПАВ ниже установки пакера в пласт, выдерживают давление в течение времени, достаточного для разложения водонефтяной эмульсии в конусе воды в призабойной зоне скважины, затем срывают и извлекают пакер, в скважину спускают штанговый насос-компрессор с раздельным приемом и устанавливают его таким образом, чтобы входное отверстие хвостовика располагалось ниже средней линии водонефтяного контакта за конусом обводнения, и осуществляют откачку пластовой воды через хвостовик, а углеводорода - по затрубному пространству через боковой клапан насос-компрессора.
Недостатками данного способа являются наличие большого количества спускоподъемных операций и большие затраты времени между обработкой и добычей связанных с отсутствием, связанные с необходимостью подъема насосного оборудования перед кислотной термообработкой и спуска насосного оборудования после обработки, и необходимость постоянного контроля за расположением насосного оборудования в скважине для раздельной добычи воды и нефти.
Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа обработки призабойной зоны пласта добывающей скважины, позволяющего без спускоподъемных операций насосного оборудования проводить термическую кислотную обработку призабойной зоны пласта и осуществлять отбор без контроля расположения насосного оборудования, что в совокупности приводит к экономии материальных и временных ресурсов.
Техническая задача решается способом обработки призабойной зоны пласта добывающей скважины, включающим спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ с хвостовиком, закачку реагента и горячей воды в пласт, спуск на лифтовых трубах в скважину глубинного насоса, отбор продукции скважины насосом.
Новым является то, что в качестве реагентов используют кислотный состав, перед спуском НКТ предварительно определяют приемистость пласта, необходимый объем закачки реагентов и время реагирования кислотного состава с горячем состоянии с материалом труб, спущенных в скважину, исходя из чего выбирают площадь поперечного сечения межтрубного пространства, при котором исключается активное реагирование кислотного состава с материалом скважинных труб, в скважину перед закачкой концентрично спускают колонну лифтовых труб с насосом и наружным диаметром, обеспечивающим выбранную площадь поперечного сечения снаружи этих лифтовых труб, по которой закачивают кислотный состав, которую продавливают горячей водой в пласт, после необходимой для реагирования кислотного состава технологической выдержки продукцию скважины сразу начинают отбирать глубинным насосом, при необходимости кислотную обработку пласта производят несколько циклов в сочетании с отбором продукции пласта до получения необходимой проницаемости призабойной зоны.
Новым также является то, что в скважинах малого диаметра в качестве лифтовых труб используют НКТ.
Новым является также то, что в качестве глубинных насосов применяют электроцентробежные насосы.
На фиг 1 изображена схема реализации способа.
На фиг 2 изображен разрез А-А фиг. 1.
Способ обработки призабойной зоны пласта добывающей скважины включает спуск в скважину 1 (фиг.1) колонны насосно-компрессорных труб – НКТ 2 с хвостовиком 3, закачку реагента и горячей воды в пласт 4, спуск на лифтовых трубах 5 в скважину глубинного насоса 6, отбор продукции скважины 1 насосом 6. В качестве реагентов используют кислотный состав (выбираю в лабораторных условиях, исходя из материала пласта 4 по анализу эффективности растворения керна – на состав авторы не претендуют). Перед спуском НКТ 2 предварительно определяют приемистость пласта 4, необходимый объем закачки реагентов (из геофизических исследований) и время реагирования кислотного состава с горячем состоянии с материалом труб НКТ 2 и лифтовых труб 5 (при помощи лабораторных исследований), спущенных в скважину 1. Исходя из полученных результатов выбирают площадь поперечного сечения S (фиг. 2) межтрубного пространства 7, при котором исключается активное реагирование кислотного состава с материалом скважинных труб НКТ 2 (фиг. 1) и лифтовых труб 5. В скважину 1 перед закачкой концентрично спускают колонну лифтовых труб 5 с насосом 6 (фиг. 2) и наружным диаметром D, обеспечивающим выбранную площадь поперечного сечения S межтрубного пространства 7 снаружи этих лифтовых труб 5 (фиг. 1), по которой закачивают кислотный состав. Кислотный состав для ускорения реагирования продавливают горячей водой (температурой 50 – 85 °С) в пласт 4. После необходимой для реагирования кислотного состава технологической выдержки продукцию скважины сразу начинают отбирать глубинным насосом 6. При необходимости кислотную обработку пласта 4 производят несколько циклов в сочетании с отбором продукции пласта 4 до получения необходимой проницаемости призабойной зоны этого пласта 4. В скважинах малого диаметра (с обсадными трубами 8 диаметром ø 114 мм и менее) в качестве лифтовых труб 5 используют НКТ 2 (то есть насос 6 сразу спускают на НКТ малого диаметра, а лифтовые трубы не используют), а необходимая площадь S (фиг. 2) обеспечивается зазором между насосом 6 и внутренней стенкой скважины 1 (не показано). При работе в высокодебитных скважинах 1 качестве глубинных насосов 6 могут применять применяют электроцентробежные насосы.
Конструктивные элементы и технологические соединения, не влияющие на работоспособность, на фиг. 1 и 2 не показаны или показаны условно.
Примеры конкретного выполнения.
Пример 1
В скважину 1 (фиг. 1) с обсадными трубами 8 наружным диаметром ø 168 мм (внутренний диаметр ø 150 мм) спустили НКТ 2 диаметром ø 102 мм (внутренний диаметр ø 89 мм). После исследований определили, что при закачке кислотного состава (15% водного раствора HCl) для минимизации реакции с металлом обсадных труб 8, НКТ 2 и лифтовых труб 5 (трубы НКТ меньшего диаметра) площадь поперечного сечения S (фиг.2) межтрубного пространства 7 между насосом 6 и НКТ 2 должен быть не более 4000 мм2 (S ≤ 4000 мм2). Исходя из этих исследований выбрали насос 6 (штанговый глубинный насос – ШГН) наружным диаметром ø 57 мм, спускаемым на лифтовых трубах 5 (фиг.2) диаметром ø 60 мм (S ≈ 3400 мм2). По межтрубному пространству 7 закачали в пласт 4 кислотный состав в объеме 1,5 м3 и продавили горячей водой в объеме 2,7 м3 температурой 65 °С (выделившейся воды после отделения нефти, получаемой про добыче высоковязкой нефти по технологии паро-гравитационного воздействия на пласт на близлежащем месторождении). После технологической выдержки – 1 час приступили к добыче насосом 6 продукции пласта 4.
Пример 2
Для скважины 1 (фиг. 1) с обсадными трубами 8 наружным диаметром ø 102 мм (внутренний диаметр ø 89 мм) в ходе исследований определили, что при закачке кислотного состава (12% водного раствора H2SO4) для минимизации реакции с металлом обсадных труб 8 лифтовых труб 5 (трубы НКТ меньшего диаметра) площадь поперечного сечения S (фиг.2) межтрубного пространства 7 между насосом 6 и НКТ 2 должен быть не более 3500 мм2 (S ≤ 3500 мм2). Исходя из этих исследований выбрали насос 6 (электроцентробежный насос – ЭЦН) наружным диаметром ø 69 мм, спускаемым на лифтовых трубах 5 (фиг.2) – НКТ диаметром ø 60 мм (S ≈ 2500 мм2). По межтрубному пространству 7 (между обсадными трубами 8 и лифтовыми трубами 5) закачали в пласт 4 кислотный состав в объеме 1,2 м3 и продавили горячей водой в объеме 3 м3 температурой 60 °С (с водонагревателя). После технологической выдержки – 40 мин. приступили к добыче насосом 6 продукции пласта 4.
В обоих примерах насосы 6 оставались в скважине в интервале начальной установки на время закачки кислотной композиции.
Как показала практика для достижения сопоставимых результатов по эффективности (по приросту добычи продукции пласта 4) с аналогами предлагаемому способу требуется закачать объем кислотной композиции примерно в 2 – 3 раза меньше, воды – в 3 – 4 раза меньше, времени на закачку и технологическую выдержку требуется более чем в 3 раза меньше, времени между обработкой и добычей продукции – в 2 – 2,5 раза меньше. При этом практически отсутствует растворение стенок скважинных труб 2, 5 и 8 кислотным составом.
Предлагаемый способ обработки призабойной зоны пласта добывающей скважины позволяет без спускоподъемных операций насосного оборудования проводить термическую кислотную обработку призабойной зоны пласта и осуществлять отбор без контроля расположения насосного оборудования, что в совокупности приводит к экономии материальных и временных ресурсов.
Claims (3)
1. Способ обработки призабойной зоны пласта добывающей скважины, включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с хвостовиком, закачку реагента и горячей воды в пласт, спуск на лифтовых трубах в скважину глубинного насоса, отбор продукции скважины насосом, отличающийся тем, что в качестве реагентов используют кислотный состав, перед спуском НКТ предварительно определяют приемистость пласта, необходимый объем закачки реагентов и время реагирования кислотного состава в горячем состоянии с материалом труб, спущенных в скважину, исходя из чего выбирают площадь поперечного сечения межтрубного пространства, при котором исключается активное реагирование кислотного состава с материалом скважинных труб, в скважину перед закачкой концентрично спускают колонну лифтовых труб с насосом и наружным диаметром, обеспечивающим выбранную площадь поперечного сечения снаружи этих лифтовых труб, по которой закачивают кислотный состав, который продавливают горячей водой в пласт, после необходимой для реагирования кислотного состава технологической выдержки продукцию скважины сразу начинают отбирать глубинным насосом, при необходимости кислотную обработку пласта производят в несколько циклов в сочетании с отбором продукции пласта до получения необходимой проницаемости призабойной зоны.
2. Способ обработки призабойной зоны пласта добывающей скважины по п. 1, отличающийся тем, что в скважинах малого диаметра в качестве лифтовых труб используют НКТ.
3. Способ обработки призабойной зоны пласта добывающей скважины по одному из пп. 1 или 2, отличающийся тем, что в качестве глубинных насосов применяют электроцентробежные насосы.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019130817A RU2724727C1 (ru) | 2019-09-30 | 2019-09-30 | Способ обработки призабойной зоны пласта добывающей скважины |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019130817A RU2724727C1 (ru) | 2019-09-30 | 2019-09-30 | Способ обработки призабойной зоны пласта добывающей скважины |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2724727C1 true RU2724727C1 (ru) | 2020-06-25 |
Family
ID=71135819
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019130817A RU2724727C1 (ru) | 2019-09-30 | 2019-09-30 | Способ обработки призабойной зоны пласта добывающей скважины |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2724727C1 (ru) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4215001A (en) * | 1978-10-20 | 1980-07-29 | Halliburton Company | Methods of treating subterranean well formations |
| RU2204702C2 (ru) * | 2001-07-18 | 2003-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "Девон" | Способ интенсификации добычи нефти |
| RU2293214C2 (ru) * | 2005-01-25 | 2007-02-10 | Иван Яковлевич Клюшин | Способ воздействия на призабойную зону скважины на месторождении углеводородов с подошвенной водой и добычи нефти и воды насос-компрессорами с раздельным приемом для бесконусной эксплуатации скважины |
| RU2447276C1 (ru) * | 2010-10-21 | 2012-04-10 | Николай Николаевич Клинков | Способ термического воздействия на нефтесодержащие и/или керогеносодержащие пласты с высоковязкой и тяжелой нефтью и устройство для его осуществления |
| RU2451175C1 (ru) * | 2010-12-15 | 2012-05-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Способ обработки призабойной зоны низкопроницаемого терригенного пласта (варианты) |
| RU2671880C1 (ru) * | 2017-05-18 | 2018-11-07 | Владимир Георгиевич Кирячек | Способ добычи углеводородов из нефтекерогеносодержащих пластов и технологический комплекс для его осуществления |
-
2019
- 2019-09-30 RU RU2019130817A patent/RU2724727C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4215001A (en) * | 1978-10-20 | 1980-07-29 | Halliburton Company | Methods of treating subterranean well formations |
| RU2204702C2 (ru) * | 2001-07-18 | 2003-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "Девон" | Способ интенсификации добычи нефти |
| RU2293214C2 (ru) * | 2005-01-25 | 2007-02-10 | Иван Яковлевич Клюшин | Способ воздействия на призабойную зону скважины на месторождении углеводородов с подошвенной водой и добычи нефти и воды насос-компрессорами с раздельным приемом для бесконусной эксплуатации скважины |
| RU2447276C1 (ru) * | 2010-10-21 | 2012-04-10 | Николай Николаевич Клинков | Способ термического воздействия на нефтесодержащие и/или керогеносодержащие пласты с высоковязкой и тяжелой нефтью и устройство для его осуществления |
| RU2451175C1 (ru) * | 2010-12-15 | 2012-05-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Способ обработки призабойной зоны низкопроницаемого терригенного пласта (варианты) |
| RU2671880C1 (ru) * | 2017-05-18 | 2018-11-07 | Владимир Георгиевич Кирячек | Способ добычи углеводородов из нефтекерогеносодержащих пластов и технологический комплекс для его осуществления |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2663844C2 (ru) | Система и способ проведения повторного гидравлического разрыва пласта в многозонных горизонтальных скважинах | |
| RU2350747C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| RU2328590C1 (ru) | Способ раздельной эксплуатации объектов нагнетательной или добывающей скважины и варианты установки для его реализации | |
| RU2455475C1 (ru) | Способ разработки месторождений высоковязких нефтей с малыми толщинами пластов методом циклической закачки растворителя и пара в одиночные наклонно направленные скважины | |
| RU2663526C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин | |
| RU2015156402A (ru) | Способ улучшенной добычи углеводородов с использованием множественных искусственно образованных трещин | |
| RU2407884C1 (ru) | Способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины | |
| RU2483209C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| CA2778135A1 (en) | Solvent assisted startup techniques for in situ bitumen recovery with sagd well pairs, infill wells or step-out wells | |
| WO2006068535A1 (fr) | Procede permettant de faire fonctionner un dispositif de fond de puits a jet lors de la fracturation hydraulique d'une couche | |
| RU2582251C1 (ru) | Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума | |
| US20160258264A1 (en) | Well operations | |
| RU2435948C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием | |
| RU2681796C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с глинистой перемычкой | |
| RU2456441C1 (ru) | Способ добычи высоковязкой нефти методом одновременной закачки пара и отбора жидкости из одиночной горизонтальной скважины | |
| RU2724727C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта добывающей скважины | |
| RU2504646C1 (ru) | Способ разработки залежей нефти с применением заводнения | |
| RU2499134C2 (ru) | Способ разработки залежи нефти, расположенной под газовой залежью и отделенной от нее непроницаемым пропластком | |
| RU2749658C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим методом | |
| RU2620099C1 (ru) | Способ повышения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин | |
| RU2584467C1 (ru) | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти | |
| RU2741644C1 (ru) | Способ разработки месторождений трудноизвлекаемых углеводородов | |
| RU2690588C2 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти | |
| RU2560018C1 (ru) | Способ изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины | |
| RU2693055C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами |