RU2728015C1 - Способ ингибирования скважин - Google Patents
Способ ингибирования скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2728015C1 RU2728015C1 RU2019145546A RU2019145546A RU2728015C1 RU 2728015 C1 RU2728015 C1 RU 2728015C1 RU 2019145546 A RU2019145546 A RU 2019145546A RU 2019145546 A RU2019145546 A RU 2019145546A RU 2728015 C1 RU2728015 C1 RU 2728015C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- inhibitor
- gaseous nitrogen
- supply
- tubing
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 32
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 title abstract description 27
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 68
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 60
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 32
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 31
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims abstract description 20
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims abstract description 20
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 10
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims abstract description 7
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 claims abstract description 6
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 claims abstract description 6
- 230000002147 killing effect Effects 0.000 claims description 10
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 7
- 229910001873 dinitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract description 11
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 6
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 abstract description 4
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 abstract description 2
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 14
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 9
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 8
- 230000008569 process Effects 0.000 description 8
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 7
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 7
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 5
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 239000000443 aerosol Substances 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 2
- 238000005507 spraying Methods 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- -1 alkyl carboxylic acids Chemical class 0.000 description 1
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000000740 bleeding effect Effects 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 230000001364 causal effect Effects 0.000 description 1
- 150000008280 chlorinated hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000007859 condensation product Substances 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000003795 desorption Methods 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 238000004146 energy storage Methods 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 229910001385 heavy metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000000265 homogenisation Methods 0.000 description 1
- 230000006698 induction Effects 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 229920000768 polyamine Polymers 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000010349 pulsation Effects 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
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
- E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
- E21B37/06—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells using chemical means for preventing or limiting, e.g. eliminating, the deposition of paraffins or like substances
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для ингибиторной защиты ствола насосно-компрессорных труб и подземного оборудования скважины, в том числе при освоении скважин с низкими пластовыми давлениями. При осуществлении способа перед подачей ингибитора в скважину производят работы по очистке лифтовой колонны путем подачи в нее газообразного азота до установления стационарного давления на устье скважины. Подачу ингибитора в скважину производят в распыленном виде потоком газообразного азота, а после завершения подачи ингибитора подачу газообразного азота продолжают в объеме, равном или большем затраченному на очистку лифтовой колонны скважины, до полного вытеснения ингибитора в призабойную зону скважины. После завершения подачи газообразного азота скважину выдерживают в неработающем режиме не менее 24 часов для обеспечения адсорбции ингибитора коррозии в призабойную зону пласта. Пуск скважины в работу производят непосредственно в шлейфовый трубопровод скважины на эксплуатационном режиме. Обеспечивается надежная защита от коррозии, снижается отрицательное влияние избыточного давления гидростатического столба ингибитора на продуктивный пласт, исключая последующее проведение дополнительных работ по интенсификации притока скважины и ее простои, сокращение потерь дебита скважин после выполнения работ по ингибированию. 2 табл.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для ингибиторной защиты ствола насосно-компрессорных труб (далее НКТ) и подземного оборудования (далее ПО) скважины, в том числе при освоении скважин с низкими пластовыми давлениями, исключая затраты, связанные с вызовом притока пластовой смеси после проведения процесса ингибирования.
Из существующего уровня техники известны различные способы ингибирования скважин. Наиболее распространенным является способ периодической продавки ингибитора в призабойную зону, так называемый метод ингибиторной «пробки». Данный способ ингибирования скважины включает в себя закачку раствора ингибитора коррозии в призабойную зону скважины через ее обвязку и насосно-компрессорные трубы при закрытой выкидной линии путем продавки раствора ингибитора коррозии в пласт продавочной жидкостью, выдержку давления жидкости на устье скважины в течение времени, необходимого для адсорбции ингибитора пластом с последующим выносом его для обеспечения непрерывного ингибирования НКТ и ПО скважины при ее эксплуатации в течение расчетного периода.
Известен способ доставки реагента в скважину (патент РФ №2464409 «Способ доставки реагента в колонну лифтовых труб скважины», Е21В 34/06, Е21В 37/06, Е21В 43/12, опубликовано 20.10.2012), заключающийся в использовании колонны лифтовых труб с глубинным насосом и пакером, отличающийся тем, что глубинный насос снабжают обратным клапаном, выше насоса на ближайшем расстоянии к нему располагают с внешней стороны лифтовой трубы обратный клапан, обеспечивающий односторонний проход жидкости из лифтовой трубы в межтрубное пространство, само межтрубное пространство заполняют технической жидкостью с ингибитором коррозии необходимой концентрации, давление в межтрубном пространстве поддерживают не выше допустимого значения с помощью электроконтактного манометра, связанного с пультом управления работой глубинного насоса, а закачку реагента в колонну лифтовых труб ведут с устья скважины при открытой задвижке межтрубного пространства.
Недостатком данного способа является использование глубинного насоса и обратного клапана, так как в случае выхода из строя глубинного насоса или, что чаще происходит на практике, разрушение ингибиторных (обратных) клапанов, работы по ингибированию ствола насосно-компрессорных труб и подземного оборудования скважины произвести не представляется возможным по причине отсутствия возможности их извлечения с целью замены без проведения работ по капитальному ремонту скважины. Дополнительно, в процессе эксплуатации скважин возникает ряд ситуаций, в результате которых обратные клапаны заменяют глухими пробками или на их месте устанавливают клапаны аварийного глушения, что также исключает в дальнейшем возможность проведения работ по ингибированию.
Дополнительным недостатком данного способа является то, что скважины в процессе эксплуатации по различным причинам имеют негерметичное затрубное пространство, что приводит к безвозвратным потерям раствора из затрубного пространства, а также попаданию в него газа и жидкости, активирующих коррозионные процессы.
Наиболее близким, принятым за прототип, техническим решением к заявляемому изобретению является способ периодической подачи химических реагентов (патент РФ №2264530 «Способ периодической подачи химических реагентов в обрабатываемый объект», Е21В 43/00, Е21В 37/06, Е21В 41/02, опубликовано 20.11.2005), включающий соединение источника давления - газа и емкости с химическим реагентом с обрабатываемым объектом и закачку химического реагента в объект без его остановки или проведение технологической выдержки и запуск в эксплуатацию, отличающийся тем, что в качестве объекта выбирают затрубное пространство скважины или наземный трубопровод, в качестве источника газа - затрубное пространство добывающей скважины, в котором накапливают газ путем кратковременного перекрытия задвижки на устьевой арматуре до превышения давления над таковым в обрабатываемой скважине или наземном трубопроводе не менее чем на 0,2 МПа.
Недостатком данного способа при проведении ингибирования является его прямое использование только для обеспечения закачки химического реагента в обрабатываемый объект, без возможности оказания управляющего воздействия на процесс ингибирования (нанесения защитной пленки на обрабатываемую поверхность с доведением ингибитора до забоя скважины).
Задачей, решаемой изобретением, является разработка способа по проведению работ по ингибиторной защите ствола насосно-компрессорных труб и подземного оборудования скважины путем нанесения на внутреннюю поверхность последних защитной пленки с доведением ингибитора газообразным азотом до забоя скважины и задавки его в пласт, обеспечивающего их надежную защиту от протекающих процессов коррозии, снижающего отрицательное влияние избыточного давления гидростатического столба ингибитора на продуктивный пласт с целью исключения последующего проведения дополнительных работ по интенсификации притока скважины, исключения простоя скважины для накопления энергии и как следствие, сокращение потерь дебита скважин после выполнения на них работ по ингибированию, исключающего сжигание больших объемов продавочных жидкостей на горизонтальное факельное устройство, а также оптимизирующего затраты при проведении работ по ингибированию скважин.
Для решения поставленной задачи предлагается способ ингибирования скважин, включающий доведение ингибитора газообразным азотом до забоя скважины и задавки его в пласт, отличающийся тем, что перед подачей ингибитора в скважину производят работы по очистке лифтовой колонны путем подачи через линию глушения скважины газообразного азота в НКТ остановленной скважины до установления стационарного давления на устье скважины, свидетельствующего о полном вытеснении пластовой смеси и поступления азота в призабойную зону пласта (далее ПЗП), подачу ингибитора производят через тройник смешения в линию глушения скважины в распыленном виде потоком газообразного азота, а после завершения подачи ингибитора, подачу газообразного азота в НКТ скважины продолжают в объеме, равном или большем, затраченному на очистку лифтовой колонны скважины, до полного вытеснение ингибитора в призабойную зону скважины, после завершения подачи газообразного азота, скважину выдерживают в неработающем режиме не менее 24 часов для обеспечения адсорбции ингибитора коррозии в ПЗП, пуск скважины в работу производят непосредственно в шлейфовый трубопровод скважины на эксплуатационном режиме.
Предварительная подача газообразного азота по линии глушения скважины производится для вытеснения из нее находящейся там жидкости (пластовая смесь, раствор ингибитора) и определения приемистости скважины по лифтовой колонне с целью последующего выхода на режим закачки.
Контроль окончания работ по очистке лифтовой колонны производят на основании установления стационарного давления на устье скважины, свидетельствующего о полном вытеснении пластовой смеси и поступлении азота в призабойную зону пласта.
Использование газообразного азота обусловлено его инертными физико-химическими свойствами и отсутствием влияния на гидродинамические процессы, протекающие как при добыче, так и переработке углеводородного сырья.
Подача ингибитора в распыленном виде потоком газообразного азота производится посредством обвязки насосного агрегата подачи ингибитора и азотной установки подачи газообразного азота с линией глушения скважины через тройник смешения.
Распыление ингибитора газообразным азотом обеспечивает увеличение площади его удельной поверхности за счет образования при распылении сперва тонких жидких нитей и пленок, с последующим их распадом до мелких частиц под действием больших скоростей движения распыливаемого ингибитора, т.е. за счет создание больших аэродинамических сил, действующих на него. Образовавшиеся под действием внешних сил, турбулентных пульсаций и сил поверхностного натяжения мелкие частицы ингибитора принимают сферическую форму с образованием монодисперсной среды - аэрозоля.
Подача ингибитора в распыленном таким способом виде потоком газообразного азота, обеспечивает следующие преимущества:
- достижение максимальной гомогенизации ингибитора коррозии в газообразном азоте с образованием аэрозоля, обеспечивающей нанесение защитной пленки по всей обрабатываемой поверхности скважины с доставкой ингибитора коррозии именно в пласт, предотвращая скопление ингибитора коррозии в зумпфе скважины ниже проницаемого интервала продуктивного пласта, а также способствующей увеличению глубины проникновения в пласт и повышению площади поверхности контакта ингибитора с продуктивным пластом;
- отсутствие отрицательного воздействия от гидростатического давления, создаваемого продавочными жидкостями при задавке ингибитора коррозии в пласт. Вследствие этого не возникает трудностей при освоении и вызове притока пластовой смеси после проведения ингибирования НКТ, а также не требуется продолжительное время отстоя для набора пластового давления.
Достигаемым техническим результатом, обеспечиваемым указанной выше совокупностью признаков, является оптимизация затрат при проведении работ по ингибированию скважин.
Сущность изобретения, а именно осуществление способа ингибирования скважин, поясняется примером, который включает следующий ряд технологически последовательных операций при проведении работ по ингибированию скважины: остановка эксплуатационной скважины с последующим снятием давления с линии глушения в амбар или шлейф скважины, обвязка насосного агрегата подачи ингибитора и линии глушения скважины с использованием тройника смешения, обвязка всасывающей линии насосного агрегата с емкостным парком ингибитора через манифольд низкого давления, обвязка азотной установки с тройником смешения к линии глушения скважины, обвязка всасывающей линии азотной установки с емкостным парком жидкого азота через манифольд низкого давления, опрессовка линии закачки ингибитора коррозии и линии подачи газообразного азота на расчетное давление, производство работ по очистке лифтовой колонны путем подачи через линию глушения скважины газообразного азота в НКТ остановленной скважины до установления стационарного давления на устье скважины, производство работ по подаче ингибитора через тройник смешения в линию глушения скважины в распыленном виде потоком газообразного азота до полного расхода расчетного количества ингибитора, производство работ по продолжению закачки в НКТ скважины газообразного азота в объеме, равном или большем, затраченном на очистку лифтовой колонны скважины, по окончании закачки газообразного азота в НКТ скважины, стравливание давления с линии глушения скважины и демонтаж с нее насосного агрегата, азотной установки и тройника смешения, выдерживание скважины в неработающем режиме не менее 24 часов для обеспечения адсорбции ингибитора коррозии в ПЗП, пуск скважины в работу непосредственно в шлейфовый трубопровод на эксплуатационном режиме.
Предлагаемое решение в качестве изобретения применяется в промышленных масштабах в Газопромысловом управлении ООО «Газпром добыча Астрахань» при производстве работ по ингибиторной защите ствола насосно-компрессорных труб и подземного оборудования скважины, где в качестве ингибитора, при осуществлении предлагаемого способа ингибирования скважин, используется 15% раствор ингибитора коррозии марки «Додиген» в дизельном топливе.
Химический состав товарной формы ингибитора марки «Додиген»: продукт конденсации полиаминов и алкилкарбоновых кислот в высококипящих углеводородах, содержащий ароматические углеводороды. Ингибитор марки «Додиген» не содержит тяжелые металлы или хлорированные углеводороды, является концентрированной формой, содержание активной части в которой 70%.
Необходимое количество товарной формы ингибитора марки «Додиген» для проведения закачки рассчитывается по эмпирической формуле:
V=2⋅W⋅ν⋅τ, л
где:
W - среднесуточная производительность скважины, нм3/сут;
ν - удельный расход товарной формы ингибитора в литрах на 106 нм3 газа, заявляемый производителем ингибитора;
τ - время непрерывной работы скважины, сут. Принято рассчитывать на 12 месяцев (365 суток) в условиях проведения ингибирования скважины 1 раз в год;
2 - коэффициент, учитывающий возможность необратимой адсорбции ингибитора пластом и неравномерность его выноса в процессе десорбции.
В качестве азотной установки при осуществлении предлагаемого в качестве изобретения способа ингибирования скважин используется азотно-конверторная установка со следующими техническими характеристики:
- максимальное рабочее давление 690 атм;
- давление гидравлического испытания оборудования 1050 атм;
- максимальный расход газообразного азота на выходе 5100 м3/час, 85 м3/мин;
- температура газа на выходе при расходе до 40 м3/мин составляет 15°-20°С.
В состав установки входит: рама установки, криогенный подкачивающий насос, триплексный насос, система расхолаживания и нагрева азота и все необходимые приборы системы контроля и управления установкой. Два насоса и испаритель установки соединены с силовой установкой дизельного двигателя, при работе которого конвертируется ненужная энергия системы охлаждения двигателя в полезную энергию для испарения азота.
Контроль результатов процесса ингибирования НКО и ПО скважин производится по содержанию ингибитора в углеводородном конденсате добываемого флюида. Данные результаты применения, предлагаемого в качестве изобретения способа ингибирования скважин, на одной из скважин Астраханского газоконденсатного месторождения, с основными характеристиками скважины, представленными в таблице 1, по сравнению со способом, известным из существующего уровня техники путем продавки раствора ингибитора коррозии в пласт продавочной жидкостью, приведены в таблице 2.
Полученные данные говорят о том, что уровень выносимого ингибитора из скважины в предлагаемом в качестве изобретения способе ингибирования скважин выше уровня при продавке раствора ингибитора коррозии в пласт продавочной жидкостью, что свидетельствует о наличии большего количества ингибитора продавленного в призабойную зону пласта и более высокой эффективности данного способа ингибирования НКО и ПО скважин, обеспечивающего их надежную защиту от протекающих процессов коррозии.
При осуществлении изобретения получен технический результат, заключающийся в ингибиторной защите ствола насосно-компрессорных труб и подземного оборудования скважины, обеспечивающий их надежную защиту от протекающих процессов коррозии, при котором снижается отрицательное влияние избыточного давления гидростатического столба ингибитора на продуктивный пласт, исключая последующее проведение дополнительных работ по интенсификации притока скважины и простоя скважины для накопления энергии, и как следствие, сокращение потерь дебита скважин после выполнения на них работ по ингибированию.
Из патентной литературы не известны способы ингибирования скважин с идентичными существенными признаками заявляемому техническому решению, что говорит о его новизне и соответствию этому критерию для изобретения.
Совокупность изложенных выше существенных признаков необходима и достаточна для реализации задачи заявляемого решения. При этом между совокупностью существенных признаков и задачей, поставленной и решаемой изобретением, существует причинно-следственная связь, при которой сама совокупность признаков является причиной, а решаемая ими задача является следствием. Исходя из этих доводов, правомерен вывод о том, что заявляемое техническое решение соответствует установленному критерию - изобретательский уровень (неочевидность).
Заявляемое техническое решение может быть неоднократно реализовано с получением указанного выше технического результата.
Решение, таким образом, соответствует критерию «промышленная применимость».
Технико-экономическое преимущество заявляемого изобретения заключается в оптимизации затрат при проведении работ по ингибированию скважин, исключая последующее проведение дополнительных работ по интенсификации притока скважины и простоя скважины для накопления энергии, и как следствие, сокращение потерь дебита скважин после выполнения на них работ по ингибированию.
Claims (1)
- Способ ингибирования скважин, включающий доведение ингибитора газообразным азотом до забоя скважины и задавку его в пласт, отличающийся тем, что перед подачей ингибитора в скважину производят работы по очистке лифтовой колонны путем подачи через линию глушения скважины газообразного азота в НКТ остановленной скважины до установления стационарного давления на устье скважины, подачу ингибитора производят через тройник смешения в линию глушения скважины в распыленном виде потоком газообразного азота, а после завершения подачи ингибитора подачу газообразного азота в НКТ скважины продолжают в объеме, равном или большем затраченному на очистку лифтовой колонны скважины, до полного вытеснения ингибитора в призабойную зону скважины, после завершения подачи газообразного азота скважину выдерживают в неработающем режиме не менее 24 часов, обеспечивая адсорбцию ингибитора коррозии в призабойной зоне пласта, пуск скважины в работу производят непосредственно в шлейфовый трубопровод скважины на эксплуатационном режиме.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019145546A RU2728015C1 (ru) | 2019-12-30 | 2019-12-30 | Способ ингибирования скважин |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019145546A RU2728015C1 (ru) | 2019-12-30 | 2019-12-30 | Способ ингибирования скважин |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2728015C1 true RU2728015C1 (ru) | 2020-07-28 |
Family
ID=72085223
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019145546A RU2728015C1 (ru) | 2019-12-30 | 2019-12-30 | Способ ингибирования скважин |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2728015C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2786893C1 (ru) * | 2022-10-07 | 2022-12-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ ингибирования скважины, оборудованной штанговой скважинной насосной установкой, в условиях, осложненных солеотложением в глубинно-насосном оборудовании |
| US11939850B2 (en) | 2022-01-07 | 2024-03-26 | Saudi Arabian Oil Company | Apparatus for TCA bleed off and well start-up |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1105617A1 (ru) * | 1971-10-15 | 1984-07-30 | Саратовский филиал Специального конструкторского бюро Всесоюзного научно-производственного объединения "Союзгазавтоматика" | Устройство дл ввода ингибитора в скважину |
| SU1677270A1 (ru) * | 1988-07-18 | 1991-09-15 | Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности | Способ борьбы с отложени ми неорганических солей в призабойной зоне пласта и оборудовании нефт ной скважины |
| WO1993015305A1 (en) * | 1992-02-04 | 1993-08-05 | Ayres Robert N | Pressurized chemical injection system |
| RU2174590C1 (ru) * | 2000-12-04 | 2001-10-10 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Способ защиты от коррозии и солеотложений внутрискважинного оборудования |
| RU2264530C2 (ru) * | 2004-01-22 | 2005-11-20 | Открытое акционерное общество "Нижневартовский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности" | Способ периодической подачи химических реагентов в обрабатываемый объект |
| EA008243B1 (ru) * | 2002-06-13 | 2007-04-27 | Бп Эксплорейшн Оперейтинг Компани Лимитед | Способ ингибирования отложений в нефтяных скважинах |
| RU136080U1 (ru) * | 2013-07-11 | 2013-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Устьевой дозатор гидростатического действия (удгд) |
-
2019
- 2019-12-30 RU RU2019145546A patent/RU2728015C1/ru active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1105617A1 (ru) * | 1971-10-15 | 1984-07-30 | Саратовский филиал Специального конструкторского бюро Всесоюзного научно-производственного объединения "Союзгазавтоматика" | Устройство дл ввода ингибитора в скважину |
| SU1677270A1 (ru) * | 1988-07-18 | 1991-09-15 | Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности | Способ борьбы с отложени ми неорганических солей в призабойной зоне пласта и оборудовании нефт ной скважины |
| WO1993015305A1 (en) * | 1992-02-04 | 1993-08-05 | Ayres Robert N | Pressurized chemical injection system |
| RU2174590C1 (ru) * | 2000-12-04 | 2001-10-10 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Способ защиты от коррозии и солеотложений внутрискважинного оборудования |
| EA008243B1 (ru) * | 2002-06-13 | 2007-04-27 | Бп Эксплорейшн Оперейтинг Компани Лимитед | Способ ингибирования отложений в нефтяных скважинах |
| RU2264530C2 (ru) * | 2004-01-22 | 2005-11-20 | Открытое акционерное общество "Нижневартовский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности" | Способ периодической подачи химических реагентов в обрабатываемый объект |
| RU136080U1 (ru) * | 2013-07-11 | 2013-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Устьевой дозатор гидростатического действия (удгд) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US11939850B2 (en) | 2022-01-07 | 2024-03-26 | Saudi Arabian Oil Company | Apparatus for TCA bleed off and well start-up |
| RU2786893C1 (ru) * | 2022-10-07 | 2022-12-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ ингибирования скважины, оборудованной штанговой скважинной насосной установкой, в условиях, осложненных солеотложением в глубинно-насосном оборудовании |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10480299B2 (en) | Downhole chemical injection method and system for use in ESP applications | |
| US3251415A (en) | Acid treating process | |
| WO2012083429A1 (en) | High pressure hydrocarbon fracturing on demand method and related process | |
| RU2728015C1 (ru) | Способ ингибирования скважин | |
| US20180194990A1 (en) | Composition for enhancing the permeability of a geological formation | |
| RU2464409C1 (ru) | Способ доставки реагента в колонну лифтовых труб скважины | |
| WO2012122636A1 (en) | Method and apparatus of hydraulic fracturing | |
| RU2421602C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины | |
| US20170356586A1 (en) | Accumulator assembly, pump system having accumulator assembly, and method | |
| CN107249710A (zh) | 利用氮和热来处理深度水堵的乳液体系 | |
| CA2463175A1 (en) | Gas turbine for oil lifting | |
| RU2301885C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта газовой скважины | |
| RU2746498C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины эксплуатирующейся скважинным глубинным насосом | |
| RU2369735C1 (ru) | Способ борьбы с коррозией, вызванной сульфатвосстанавливающими бактериями | |
| US20220341298A1 (en) | Inter-casing pressure control systems and methods | |
| RU2117752C1 (ru) | Установка для добычи нефти | |
| RU2753721C1 (ru) | Способ удаления жидкости из скважин и ПЗП гидропневматическим свабированием | |
| RU2783030C1 (ru) | Способ термохимической обработки нефтяного пласта | |
| CN201835785U (zh) | 油水井自控泄压排液和把排出液体泵送到生产管道的装置 | |
| RU2008135478A (ru) | Способ газо-кислотной интенсификации притока нефти из пласта добывающих и нагнетательных нефтяных скважин | |
| RU2743983C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины, эксплуатирующейся погружным электроцентробежным насосом | |
| CN113250653A (zh) | 注水井的酸化方法 | |
| RU2806988C1 (ru) | Способ глушения и вывода из эксплуатации нагнетательной скважины на ремонт | |
| RU2787502C1 (ru) | Способ эксплуатации и ремонта скважины, оборудованной скважинной штанговой насосной установкой, в условиях, осложненных снижением продуктивности призабойной зоны пласта | |
| RU2357070C1 (ru) | Способ добычи нефти |