RU2743983C1 - Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины, эксплуатирующейся погружным электроцентробежным насосом - Google Patents
Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины, эксплуатирующейся погружным электроцентробежным насосом Download PDFInfo
- Publication number
- RU2743983C1 RU2743983C1 RU2020134271A RU2020134271A RU2743983C1 RU 2743983 C1 RU2743983 C1 RU 2743983C1 RU 2020134271 A RU2020134271 A RU 2020134271A RU 2020134271 A RU2020134271 A RU 2020134271A RU 2743983 C1 RU2743983 C1 RU 2743983C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- acid
- centrifugal pump
- annulus
- submersible electric
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
- E21B43/27—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures by use of eroding chemicals, e.g. acids
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - снижение негативного воздействия кислоты на эксплуатационную колонну и подземное оборудование, исключение загрязнения окружающей среды из-за излива на устье скважины кислоты при монтаже и демонтаже оборудования на устье скважины с одновременным сокращением затрат на реализацию способа и снижением продолжительности процесса обработки призабойной зоны добывающей скважины. Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины, эксплуатирующейся погружным электроцентробежным насосом, включает спущенный в добывающую скважину на колонне труб погружной электроцентробежный насос, проведение исследования скважины, закачку кислоты в призабойную зону добывающей скважины, выдержку скважины и последующий отбор нефти из добывающей скважины. При этом на устье скважины устанавливают и гидравлически обвязывают между собой насосный агрегат, автоцистерну с кислотой, автоцистерну с антикоррозионной жидкостью и желобную емкость. После чего исследуют скважину отбивкой уровня жидкости в затрубном пространстве скважины. Далее при работающем погружном электроцентробежном насосе производят закачку антикоррозионной жидкости в затрубное пространство скважины в объеме 1,5-3 м3, не превышая давление закачки 2,0 МПа, при этом погружной электроцентробежный насос откачивает нефть из скважины в линию. Затем отключают погружной электроцентробежный насос и ожидают снижения уровня жидкости в затрубном пространстве скважины. После чего исследуют скважину повторной отбивкой уровня жидкости в затрубном пространстве скважины, производят закачку кислоты в затрубное пространство скважины. Далее закачкой в затрубное пространство скважины антикоррозионной жидкости в 1,1 объема затрубного пространства скважины, не превышая давление закачки 3,0 МПа, производят продавку кислоты из затрубного пространства через призабойную зону скважины в пласт. Осуществляют выдержку добывающей скважины на реакцию кислоты в призабойной зоне, запускают погружной электроцентробежный насос и производят откачку погружным электроцентробежным насосом отработанной жидкости из пласта в желобную емкость до нейтрального рН, после чего осуществляют отбор нефти из добывающей скважины. 3 ил.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам обработки кислотосодержащими растворами призабойных зон добывающих скважин эксплуатирующихся погружными электроцентробежными насосами.
Известен способ обработки призабойных зон добывающих скважин (патент RU №2373385, МПК Е21В 43/25, опубл. 20.11.2009 г. в бюл. №32) путем закачки по колонне труб пеногенерирующих реагентов, в качестве которых используют азотгенерирующие реагенты совместно с поверхностно-активными веществами (ПАВ), и декольматирующих реагентов, Азотгенерирующие реагенты совместно с ПАВ и декольматирующие реагенты продавливают в пласт, а в качестве декольматирующих реагентов используют кислоту, и/или ПАВ, и/или органический растворитель, в качестве азотгенерирующих реагентов используют нитрит натрия с мочевиной и сульфаминовой кислотой или нитрит натрия с солью аммония или сульфаминовой кислотой.
Недостатки способа:
- во-первых, негативное воздействие кислоты на подземное оборудование и эксплуатационную колонну скважины из-за чего происходит интенсивное коррозионное разрушение эксплуатационной колонны, особенно при высокой пластовой температуре, что в конечном итоге может привести к значительному износу эксплуатационной колонны и даже потери ее герметичности в скважинах с большим сроком эксплуатации (30-50 лет);
- во-вторых, загрязнение окружающей среды из-за излива на устье скважины кислоты при монтаже и демонтаже оборудования в процессе проведения обработки призабойной зоны добывающей скважины;
- в-третьих, высокие затраты, так как для реализации способа требуется привлечения бригады подземного ремонта скважины для извлечения эксплуатационного оборудования (колонны труб и насоса) из добывающей скважины, спуска в скважину технологической колонны труб, а после обработки призабойной зоны добывающей скважины для извлечение из скважины технологической колонны труб, установки в добывающей скважине эксплуатационного оборудования;
- в-четвертых, длительный процесс обработки призабойной зоны добывающей скважины, так как для реализации способа необходимо несколько раз закачивать в скважину различные реагенты.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ обработки призабойной зоны добывающей скважины (патент RU №2555975, МПК Е21В 43/27, опубл. 10.07.2015 г. в бюл. №19), эксплуатирующейся скважинным глубинным насосом, включающим снятие штангового глубинного насоса из замковой опоры колонны труб добывающей скважины, извлечение штангового глубинного насоса из колонны труб на поверхность, извлечение колонны труб с замковой опорой на поверхность, после чего проводят определение зависимости структуры адсорбционного слоя от концентрации неионогенного поверхностно-активного вещества, при этом концентрацию поверхностно-активного вещества в водном растворе неионогенного поверхностно-активного вещества принимают из условия образования «островкового» адсорбционного слоя на поверхности породы - чередующихся гидрофильных участков поверхности нефтяного коллектора и гидрофобных участков адсорбированных молекул поверхностно-активного вещества, обеспечивающих структурирование капель нефти в потоке, выбор скважины для проведения операции, проведение контрольных замеров дебита, устьевых и забойных давлений, исследование скважины на установившихся и неустановившихся режимах, спуск в скважину колонны труб с пакером и закачку кислоты на забой скважины, удаление из скважины кислоты промывкой скважины нефтью, посадку пакерующего устройства в скважине, дальнейшую последовательную закачку водоудаляющей композиции, водного раствора неионогенного поверхностно-активного вещества, продавочной жидкости в добывающую скважину, выдержку скважины и последующий отбор нефти из добывающей скважины.
Недостатки способа:
- во-первых, негативное воздействие кислоты на подземное оборудование и эксплуатационную колонну скважины из-за чего происходит интенсивное коррозионное разрушение эксплуатационной колонны, особенно при высокой пластовой температуре, что в конечном итоге может привести к значительному износу эксплуатационной колонны и даже потери ее герметичности в скважинах с большим сроком эксплуатации (30-50 лет);
- во-вторых, загрязнение окружающей среды из-за излива на устье скважины кислоты при монтаже и демонтаже оборудования в процессе проведения обработки призабойной зоны добывающей скважины;
- в-третьих, высокие затраты, так как для реализации способа требуется привлечения бригады подземного ремонта скважины для извлечения эксплуатационного оборудования (колонны труб и насоса) из добывающей скважины, спуска в скважину технологической колонны труб, а после обработки призабойной зоны добывающей скважины для извлечение из скважины технологической колонны труб, установки в добывающей скважине эксплуатационного оборудования;
- в-четвертых, длительный процесс обработки призабойной зоны добывающей скважины, так как необходимо несколько раз монтировать и демонтировать оборудование на устье скважины в зависимости от технологической операции (закачка кислоты на в скважину, удаление из скважины кислотосодержащего раствора промывкой скважины нефтью, спуск и установка пакерующего устройства в скважине и т.д.).
Техническими задачами изобретения являются снижение негативного воздействия кислоты на эксплуатационную колонну, исключение загрязнение окружающей среды из-за излива на устье скважины кислоты при монтаже и демонтаже оборудования на устье скважины, а также сокращение затрат на реализацию способа и снижение продолжительности процесса обработки призабойной зоны добывающей скважины.
Поставленные технические задачи решаются способом обработки призабойной зоны добывающей скважины, эксплуатирующейся погружным электроцентробежным насосом, включающим спущенный в добывающую скважину на колонне труб погружной электроцентробежный насос, проведение исследования скважины, закачку кислоты в призабойную зону добывающей скважины, выдержку скважины и последующий отбор нефти из добывающей скважины.
Новым является то, что на устье скважины устанавливают и гидравлически обвязывают между собой насосный агрегат, автоцистерну с кислотой, автоцистерну с антикоррозионной жидкостью и желобную емкость, после чего исследуют скважину отбивкой уровня жидкости в затрубном пространстве скважины, далее при работающем погружном электроцентробежном насосе производят закачку антикоррозионной жидкости взатрубное пространство скважины в объеме 1,5-3 м3, не превышая давление закачки 2,0 МПа, при этом погружной электроцентробежный насос откачивает нефть из скважины в линию, затем отключают погружной электроцентробежный насос и ожидают снижения уровня жидкости в затрубном пространстве скважины, после чего исследуют скважину повторной отбивкой уровеня жидкости в затрубном пространстве скважины, производят закачку кислоты в затрубное пространство скважины, далее закачкой в затрубное пространство скважины антикоррозионной жидкости в 1,1 объема затрубного пространства скважины не превышая давления 3,0 МПа производят продавку кислоты из затрубного пространства через призабойную зону скважины в пласт, осуществляют выдержку добывающей скважины на реакцию кислоты в призабойной зоне, запускают погружной электроцентробежный насос и производят откачку погружным электроцентробежным насосом отработанной жидкости из пласта в желобную емкость до нейтрального рН, после чего осуществляют отбор нефти из добывающей скважины.
На фиг. 1-3 схематично и последовательно изображен способ обработки призабойной зоны добывающей скважины эксплуатирующейся электроцентробежным насосом.
На нефтяном месторождении эксплуатируется добывающая скважина 1 (см. фиг. 1). В добывающую скважину 1 на колонне труб 2 спущен погружной электроцентробежный насос (ЭЦН) 3. В качестве колонны труб, например применяют колонну насосно-компрессорных труб наружным диаметром 73 мм с толщиной стенки 5,5 м по ГОСТ 633-80. В качестве ЭЦН, например применяют насос марки 20РЭЦНА5-60-1200 по ТУ3631-025-21945400-97, выпускаемый НТЦ «Алнас», РФ, Республика Татарстан, г. Альметьевск. ЭЦН 3 перекачивает нефть из скважины 1 в линию. В процессе эксплуатации снижается дебит добывающей скважины 1 из-за того, что призабойная зона 4 добывающей скважины 1 кольматируется различными отложениями (глинистой коркой, присутствующими в породе пласта 5 карбонатами кальция, магния и другими минералами и загрязненями, способными вступать в активную реакцию с кислотой). Кроме того, в призабойной зоне 4 пласта 5 добывающей скважины 1 образуются камеры-полости (на фиг. 1-3 не показано), в которых происходит накопление нефти. Все это приводит к потере фильтрационных свойств призабойной зоны 4 (см. фиг. 1) добывающей скважины 1, и как следствие к снижению притока из пласта 5, т.е. снижению дебита добывающей скважины 1.
Проведением кислотной обработки производят очистку призабойной зоны 4 добывающей скважины. Это восстанавливает или повышает фильтрационные свойства призабойной зоны 4 добывающей скважины 1. На устье добывающей скважины установлены линейная 6 и затрубная 7 задвижки.
С целью очистки призабойной зоны 5 на устье скважины 1 устанавливают и гидравлически обвязывают между собой насосный агрегат 8 (см. фиг. 2), автоцистерну 9 с антикоррозионной жидкостью (АКЖ), автоцистерну 10 с кислотой и желобную емкость 11, также в гидравлическую обвязку устанавливают технологические задвижки 12, 13, 14, 15, 16. Закрывают технологические задвижки 12, 13, 14, 15, 16.
В качестве насосного агрегата 8 применяют, например насосную установку СИН35.64 производства ООО «Завод «Синергия», РФ, г. Пермский край, г. Чермоз.
В качестве автоцистерны 9 для АКЖ и автоцистерны 10 для кислоты применяют, например кислотовозы марки СИН37.51 на баз прицепа «НЕФАЗ», выпускаемые ООО «Завод «Синергия», РФ, г. Пермский край, г. Чермоз.
В качестве желобной емкости 11, например, применяют емкость технологическую на тракторном прицепе-шасси ЕТ 18.КШП «УНИКОМ» кислотостойкого исполнения, производства ЗАО ЗНПО «УНИКОМ» РФ, Свердловская область, г. Первоуральск.
В качестве АКЖ применяют ингибитор кислотной коррозии, например, TATOL/TATOL 1-10 м.2 по ТУ 20.59.42-007-48694360-2017, выпускаемый РФ, Республика Татарстан, г. Казань. АКЖ готовят на базе производственного обслуживания и завозят на скважину в автоцистерне 9.
В качестве кислоты применяют, например, кислоту соляную ингибированную синтетическую техническую 12%, получаемую из кислоты соляной технической марки А по ГОСТ 857-95 путем добавления, например сточной воды плотностью 1100 кг/м.
12% соляную ингибированную синтетическую техническую кислоту завозят на скважину 1 на автоцистерне 10.
Исследуют скважину 1 отбивкой уровня 17 жидкости в затрубном пространстве 18 скважины 1. Отбивку уровня производят с помощью эхолота (на фиг. 1-4 не показано). Например, используют эхолот марки МИКОН-811-02, выпускаемый ООО «Микон», РФ, Республика Татарстан, г. Набережные Челны.
Например, по результатам проведенных исследований уровень 17 - L жидкости в затрубном пространстве 18 (см. фиг. 2) скважины 1 составляет 800 м.
Открывают затрубную 7 и технологическую 15 задвижки. При работающем погружном ЭЦН 3 (линейная задвижка 6 открыта) с помощью насосного агрегата 8 из автоцистерны 9 по нагнетательной линии производят закачку АКЖ в затрубное пространство 17 скважины 1 в объеме 1,5-3 м3, например 2,0 м3, не превышая давление закачки 2,0 МПа, чтобы не создать противодавление на входе в погружной ЭЦН 3, откачивающий нефть из скважины 1 в линию через открытую линейную задвижку 6.
На устье скважины 1 отключают погружной ЭЦН 3 и закрывают линейную задвижку 6. Ожидают снижения уровня жидкости в затрубном пространстве 18 скважины 1, например в течении 1,5 часов с целью снижения уровня жидкости в затрубном пространстве 18 скважины 1 до значения 800 м отбитого ранее.
После этого исследуют скважину 1 повторной отбивкой уровень жидкости в затрубном пространстве скважины 1. Отбивку уровня производят с помощью эхолота. Убедившись, по результатам проведенных исследований уровень - L жидкости в затрубном пространстве 18 (см. фиг. 2) скважины 1 снизился до вышеуказанного значения 800 м. В результате в стволе скважины 1 происходит замещение нефти на АКЖ.
Далее открывают задвижку 13 и задвижка 12 остается открытой.
Определяют объем кислоты для закачки в призабойную зону 4 пласта 5, например из расчета 1,0 м3 /м перфорированной высоты продуктивного пласта 5. Например, при перфорированной высоте пласта равной 4 м объем закачки кислоты составит: 1 м3/м ⋅ 4,0 м = 4,0 м3.
С помощью насосного агрегата 8 из автоцистерны 10 по нагнетательной линии производят закачку кислоты в затрубное пространство 18 скважины 1 в объеме 4 м3. Далее открывают задвижку 12 и закрывают задвижку 13.
Закачкой насосным агрегатом 8 из автоцистерны 9 в затрубное пространство 18 скважины 1 АКЖ в 1,1 объема (V3) затрубного пространства 17 скважины 1, не превышая давления 3,0 МПа, продавливают кислоту из затрубного пространства 17 через призабойную зону 4 скважины 1 в пласт 5.
Например, объем (V3) затрубного пространства V3 составляет 10 м3. Тогда объем АКЖ (Vакж), используемый для продавки кислоты в пласт 5 составляет: Vакж = 1,1 ⋅ V3 = 1,1 ⋅ 103 = 11 м3.
Закрывают затрубную 7 задвижки, а также все технологические задвижки 12 и 15 и осуществляют технологическую выдержку, например в течении 6 часов на реакцию кислоты в призабойной зоне 4 добывающей скважины 1.
АКЖ, закачанная в межколонное пространство 18 скважины 1 до закачки кислоты в призабойную зону скважины и после продавки кислоты в пласт снижает негативное воздействие кислоты на эксплуатационную колонну и подземное оборудование (колонна труб 2 и погружной ЭЦН 3) скважины 1 и кратно замедляет коррозионный процесс, происходящий при проведении обработки призабойной зоны 4 скважины 1.
На устье скважины 1 (см. фиг. 3) открывают технологические задвижки 14 и 16, при этом линейная 6 и затрубная 7 задвижки, а также технологические задвижки 12, 13 и 15 остаются закрытыми. Включают погружной ЭЦН 3 и производят откачку погружным ЭЦН 3 отработанной жидкости из призабойной зоны 4 скважины 1 в желобную емкость 11 по выкидной линии до нейтрального рН. Нейтральный рН=7. Величину рН замеряют на входе в желобную емкость 11.
Например, в начале откачки рН=5,0 и по мере откачки ЭЦН 3 жидкости из добывающей скважины 1 в объеме 10 м3 рН достиг нейтрального значения равного 7.
Показатель рН измеряют, например, с помощью цифрового портативного рН метра, выпускаемого ООО «Триас» РФ, г. Москва.
После достижения нейтрального значения рН=7, не останавливая погружной ЭЦН 3, на устье скважины 1 демонтируют: насосный агрегат 8 (см. фиг. 1), автоцистерну с антикоррозионной жидкостью (АКЖ) 9, автоцистерну с кислотой 10, желобную емкость 11, технологические задвижки 12, 13, 14, 15, 16. Закрывают затрубную задвижку 8 (см. фиг. 1) и открывают линейную задвижку 7.
Вновь с устья скважины 1 включают погружной ЭЦН 3 и осуществляют отбор нефти из добывающей скважины 1 в линию.
При реализации способа исключен монтаж и демонтаж оборудования на устье скважины, что гарантировано исключает загрязнение окружающей среды из-за излива на устье скважины кислоты.
Сокращается продолжительность обработки призабойной зоны добывающей скважины, так как все оборудование монтируется перед реализацией способа и демонтируется после реализации способа, а все работы при реализации способа проводятся путем проведения манипуляций с линейной 6, затрубной 7, технологическими 12, 13, 14, 15, 16, а также исключается применение пакерующего устройства.
Снижаются затраты на реализацию способа, так как все работы производятся без извлечения из скважины эксплуатационного оборудования, т.е. при спущенном в скважину эксплуатационном оборудования: колонна труб 2 и насос (погружной ЭЦН 3), поэтому не требуется привлечения бригады подземного ремонта скважины для извлечения эксплуатационного оборудования (колонны труб и насоса) из добывающей скважины, спуска в скважину технологической колонны труб, а после обработки призабойной зоны добывающей скважины для извлечение из скважины технологической колонны труб, установки в добывающей скважине эксплуатационного оборудования.
Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины эксплуатирующейся погружным электроцентробежным насосом позволяет:
- снизить негативное воздействие кислоты на эксплуатационную колонну и подземное оборудование (колонну труб);
-исключить загрязнение окружающей среды из-за излива на устье скважины кислоты при монтаже и демонтаже оборудования на устье скважины;
- сократить затраты на реализацию способа;
- снизить продолжительность процесса обработки призабойной зоны добывающей скважины.
Claims (1)
- Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины, эксплуатирующейся погружным электроцентробежным насосом, включающий спущенный в добывающую скважину на колонне труб погружной электроцентробежный насос, проведение исследования скважины, закачку кислоты в призабойную зону добывающей скважины, выдержку скважины и последующий отбор нефти из добывающей скважины, отличающийся тем, что на устье скважины устанавливают и гидравлически обвязывают между собой насосный агрегат, автоцистерну с кислотой, автоцистерну с антикоррозионной жидкостью и желобную емкость, после чего исследуют скважину отбивкой уровня жидкости в затрубном пространстве скважины, далее при работающем погружном электроцентробежном насосе производят закачку антикоррозионной жидкости в затрубное пространство скважины в объеме 1,5-3 м3, не превышая давление закачки 2,0 МПа, при этом погружной электроцентробежный насос откачивает нефть из скважины в линию, затем отключают погружной электроцентробежный насос и ожидают снижения уровня жидкости в затрубном пространстве скважины, после чего исследуют скважину повторной отбивкой уровня жидкости в затрубном пространстве скважины, производят закачку кислоты в затрубное пространство скважины, далее закачкой в затрубное пространство скважины антикоррозионной жидкости в 1,1 объема затрубного пространства скважины, не превышая давление закачки 3,0 МПа, производят продавку кислоты из затрубного пространства через призабойную зону скважины в пласт, осуществляют выдержку добывающей скважины на реакцию кислоты в призабойной зоне, запускают погружной электроцентробежный насос и производят откачку погружным электроцентробежным насосом отработанной жидкости из пласта в желобную емкость до нейтрального рН, после чего осуществляют отбор нефти из добывающей скважины.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020134271A RU2743983C1 (ru) | 2020-10-19 | 2020-10-19 | Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины, эксплуатирующейся погружным электроцентробежным насосом |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020134271A RU2743983C1 (ru) | 2020-10-19 | 2020-10-19 | Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины, эксплуатирующейся погружным электроцентробежным насосом |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2743983C1 true RU2743983C1 (ru) | 2021-03-01 |
Family
ID=74857573
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020134271A RU2743983C1 (ru) | 2020-10-19 | 2020-10-19 | Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины, эксплуатирующейся погружным электроцентробежным насосом |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2743983C1 (ru) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2164588C1 (ru) * | 2000-09-19 | 2001-03-27 | Нефтегазодобывающее управление "Лениногорскнефть" Открытого акционерного общества "Татнефть" | Способ эксплуатации скважины |
| RU2298642C1 (ru) * | 2005-09-14 | 2007-05-10 | Николай Александрович Петров | Способ борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями в нефтепромысловом оборудовании |
| RU2373385C1 (ru) * | 2008-02-01 | 2009-11-20 | Виктор Николаевич Гусаков | Способ обработки призабойных зон добывающих скважин |
| RU2555975C1 (ru) * | 2014-07-25 | 2015-07-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины |
| RU2630938C1 (ru) * | 2016-07-27 | 2017-09-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ очистки и обработки призабойной зоны горизонтальной скважины в залежи битума |
-
2020
- 2020-10-19 RU RU2020134271A patent/RU2743983C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2164588C1 (ru) * | 2000-09-19 | 2001-03-27 | Нефтегазодобывающее управление "Лениногорскнефть" Открытого акционерного общества "Татнефть" | Способ эксплуатации скважины |
| RU2298642C1 (ru) * | 2005-09-14 | 2007-05-10 | Николай Александрович Петров | Способ борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями в нефтепромысловом оборудовании |
| RU2373385C1 (ru) * | 2008-02-01 | 2009-11-20 | Виктор Николаевич Гусаков | Способ обработки призабойных зон добывающих скважин |
| RU2555975C1 (ru) * | 2014-07-25 | 2015-07-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины |
| RU2630938C1 (ru) * | 2016-07-27 | 2017-09-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ очистки и обработки призабойной зоны горизонтальной скважины в залежи битума |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| B. G. LOGINOV and other Guidelines for acid treatment of wells, Moscow, "Nedra", 1966, p. 106-110, 117-150. * |
| ЛОГИНОВ Б.Г. и др. Руководство по кислотным обработкам скважин, Москва, "Недра", 1966, с. 106-110, 117-150. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2746498C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины эксплуатирующейся скважинным глубинным насосом | |
| US9284828B2 (en) | Method for increasing hydrocarbon extraction and for ensuring the continuous operation of wells | |
| RU2743983C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины, эксплуатирующейся погружным электроцентробежным насосом | |
| RU2630938C1 (ru) | Способ очистки и обработки призабойной зоны горизонтальной скважины в залежи битума | |
| RU2293214C2 (ru) | 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 | |
| RU2451175C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны низкопроницаемого терригенного пласта (варианты) | |
| RU2270913C2 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| RU2579093C1 (ru) | Способ повторного гидравлического разрыва пласта | |
| RU2363836C2 (ru) | Способ подъема жидкости с забоя газоконденсатных скважин с низким газовым фактором в условиях аномально низких пластовых давлений | |
| RU2708647C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| RU2528803C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны слабоцементированного терригенного пласта в условиях аномально низкого пластового давления | |
| RU2816618C1 (ru) | Способ повышения нефтеотдачи на карбонатных коллекторах среднего карбона | |
| RU2537430C1 (ru) | Способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины | |
| RU2332557C1 (ru) | Способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины | |
| RU2495231C1 (ru) | Способ промывки скважин с поглощающими пластами | |
| RU2762640C1 (ru) | Способ удаления и предотвращения отложения солей в скважине, эксплуатирующейся штанговым глубинным насосом | |
| RU2717163C1 (ru) | Способ обработки прискважинной зоны продуктивного пласта | |
| RU2394980C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| CN114575787B (zh) | 一种用于长井段污染井的解堵管柱及方法 | |
| RU2724709C1 (ru) | Способ извлечения скважинного оборудования | |
| RU2525244C1 (ru) | Способ уменьшения обводненности продукции нефтедобывающей скважины | |
| RU2753721C1 (ru) | Способ удаления жидкости из скважин и ПЗП гидропневматическим свабированием | |
| RU2704087C2 (ru) | Способ эксплуатации скважины и устройство для его осуществления | |
| RU2584440C1 (ru) | Способ ремонта скважины | |
| RU2566343C1 (ru) | Способ импульсно-волновых обработок продуктивного пласта и устройство для его осуществления |