RU2168006C1 - Способ обработки нефтяных скважин - Google Patents
Способ обработки нефтяных скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2168006C1 RU2168006C1 RU2000121916/03A RU2000121916A RU2168006C1 RU 2168006 C1 RU2168006 C1 RU 2168006C1 RU 2000121916/03 A RU2000121916/03 A RU 2000121916/03A RU 2000121916 A RU2000121916 A RU 2000121916A RU 2168006 C1 RU2168006 C1 RU 2168006C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- fluid
- formation
- perforation
- reservoir
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 23
- 239000003129 oil well Substances 0.000 title claims description 9
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 42
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 23
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 10
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 9
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 3
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims abstract 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 9
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 8
- 230000003534 oscillatory effect Effects 0.000 claims description 7
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical class Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 6
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims description 6
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 5
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 235000011167 hydrochloric acid Nutrition 0.000 claims description 4
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 claims description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 4
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 4
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 2
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 claims description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 2
- 239000000470 constituent Substances 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 19
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 abstract 1
- 238000009931 pascalization Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 9
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 9
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 7
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 5
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 4
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 3
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 230000006698 induction Effects 0.000 description 1
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 1
- 238000002386 leaching Methods 0.000 description 1
- 239000006193 liquid solution Substances 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 description 1
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 1
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 238000000844 transformation Methods 0.000 description 1
Landscapes
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи пласта. Обеспечивает упрощение технологии обработки и повышение эффективности нефтедобычи в неоднородных пластах. Сущность изобретения: на продуктивный пласт воздействуют колебаниями от излучателя в интервале перфорации скважины. Скважину оборудуют насосно-компрессорными трубами (НКТ) и герметично перекрывают затрубное пространство с перфорацией. Через НКТ закачивают в скважину через перфорацию в пласт растворяющую частицы пласта жидкость. Здесь создают зону повышенного гидростатического давления, вызывают колебания в жидкости с воздействием ими на пласт. Излучатель устанавливают на устье скважины и механически связывают с системой НКТ. Колебания проводят в частотном диапазоне 20 - 1000 Гц с амплитудой 0,2-10,0 мм в течение от 1,5 ч до 2 суток. После этого производят промывку скважины от продуктов реагирования закаченной жидкости с материалами пласта путем вымывания продуктов реагирования через затрубное пространство, 8 з.п.ф-лы, 1 ил.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи пласта.
Известен способ обработки нефтяной залежи /1/, основанный на применении вибросейсмического воздействия на продуктивный пласт, причем виброупругие колебания в пласте создают с помощью скважинных источников вибраций, размещаемых в существующих и дополнительно пробуренных многозабойных скважинах и перемещаемых по стволу скважин.
Известный способ позволяет ускорить переформирование полностью обводнившейся нефтяной залежи и увеличить ее конечную нефтеотдачу, однако его использование дорогостояще и технологически сложно, поскольку связано с необходимостью бурения, причем в определенном порядке, дополнительных скважин и соответственно установки дополнительных виброисточников, которые в процессе работы необходимо перемещать по толщине пласта.
Наиболее близким аналогом-прототипом является способ обработки нефтяных скважин /2/, включающий остановку скважины путем закачки в нее солевого раствора через систему насосно-компрессорных труб, определение границ (по вертикали) обводненного участка, установку в скважине на его (этого участка) уровне на кабеле-тросе акустического излучателя и осуществление колебательного воздействия в течение 0,5-1,5 часа при циклическом перемещении излучателя по зоне интервала перфорации в границах этого участка.
Мощность излучения при этом выбирают от 0,05 до 2,5 кВт в диапазоне частот 22-24 кГц.
Данный способ обеспечивает снижение содержания воды при постоянстве дебита жидкости, существенно повышая дебит нефти, однако при низкой проницаемости пласта он мало эффективен.
Сущность изобретения состоит в том, что в способе обработки нефтяных скважин, включающем колебательное воздействие от излучателя на продуктивный пласт в интервале перфорации скважины, оборудованной системой насосно-компрессорных труб, герметично перекрывают затрубное пространство содержащей перфорацию части скважины, после чего закачивают через систему насосно-компрессорных труб в эту часть скважины и оттуда через перфорацию в пласт растворяющую частицы пласта жидкость, создавая здесь зону повышенного гидростатического давления, и возбуждают в этой жидкости колебания, которые воздействуют на пласт, причем излучатель устанавливают на устье скважины и механически связывают с системой насосно-компрессорных труб, а колебательное воздействие проводят в течение от 1,5 часов до 2 суток, после чего производят промывку скважины от продуктов реагирования составляющих пласт материалов на воздействие закаченной жидкости путем их вымывания через затрубное пространство скважины.
При этом колебательное воздействие осуществляют или при закачивании жидкости, или после закачивания жидкости, или при закачивании жидкости и после этого, причем в качестве этой жидкости используют, например, содержащий водный раствор смеси плавиковой (HF) и соляной (HCl) кислот при их соотношении, об. %: плавиковая кислота - 1,0-10; соляная кислота - 10-20; вода - остальное.
Кроме того, герметизацию части скважины проводят выше интервала перфорации, причем границу герметично перекрываемой части скважины выбирают на расстоянии 5-30 м выше верхней границы интервала перфорации.
При этом величину давления закачиваемой жидкости выбирают из условия P = (0,25-0,50)P0, где P - величина давления закачиваемой жидкости, а P0 - величина давления опрессовки эксплуатационных труб скважины.
Объем жидкости, закачиваемой в герметизированную часть скважины, выбирают из условия V = V1 + V2, где V - объем закачиваемой жидкости; V1 - объем жидкости, поглощенной пластом; V2 - объем герметизированной части скважины.
Кроме того, нижний край системы насосно-компрессионных труб устанавливают ниже нижней границы (на 0,5 м и более) интервала перфорации скважины.
При этом перед промывкой скважины осуществляют разгерметизацию затрубного пространства скважины, а промывку проводят путем закачивания в трубное пространство промывочной жидкости, например (2-32)% раствора NaCl в воде.
Применение такого способа упрощает (как технический результат) технологию обработки нефтяных скважин и за счет увеличения дебита скважины путем обеспечения возможности закачивания жидкости во все зоны пласта, независимо от их проницаемости, повышает эффективность нефтедобычи в неоднородных пластах с пропластками, например, из глин.
Для вымыва нефти из пластов и поддержания пластового давления обычно в пласты закачивают воду в объеме, соответствующем объему добычи.
Обычно пласты характеризуются наличием зон с разной степенью проницаемости, причем при низкой проницаемости пласта, например за счет наличия в нем пропласток из глин, возможность закачивания в него воды весьма проблематична.
Для увеличения нефтеотдачи в таких случаях применяют закачку в пласты кислот и щелочей, растворяющих пропластки, однако для решения вопроса этого бывает недостаточно.
Повысить возможность закачки можно путем увеличения гидростатического давления закачиваемой жидкости, однако здесь имеют место ограничения, связанные с тем, что это давление не должно превышать давление опрессовки эксплуатационных труб, являющихся частью конструктивного выполнения скважины.
Реально создаваемое давление закачиваемой жидкости в настоящее время составляет 150-180 атмосфер, однако, зачастую, этого давления бывает недостаточно для обеспечения поступления жидкости в пласт.
Выходом из создавшегося положения является создание в объеме закаченной жидкости колебательного гидроакустического режима, активизирующего взаимодействие жидкости с пластом.
Дело в том, что одним из факторов, определяющих интенсивность воздействий при заданных амплитудах колебательной скорости является величина удельного акустического сопротивления среды (v), которое характеризует способность среды отбирать энергию от источника колебаний: чем больше v, тем большую гидроакустическую мощность развивает при одной и той же амплитуде скорости источник колебаний.
Выражение, определяющее величину v, можно /3, с. 71/ записать в виде
где ρ - плотность среды, а K - коэффициент сжимаемости.
где ρ - плотность среды, а K - коэффициент сжимаемости.
Для жидкой среды /3, с. 63/ имеем
После преобразований и интегрирования получаем
где P - величина давления жидкости.
После преобразований и интегрирования получаем
где P - величина давления жидкости.
Подставляя полученное значение в выражение (1), получаем
где
Отсюда видно, что интенсивность колебательного воздействия закачиваемой жидкости на пласт прямо зависит от величины давления в этой жидкости.
где
Отсюда видно, что интенсивность колебательного воздействия закачиваемой жидкости на пласт прямо зависит от величины давления в этой жидкости.
Таким образом, сочетание повышенного давления закачиваемой жидкости с ее колебаниями повышает интенсивность и, соответственно, эффективность воздействия на пласт.
На чертеже представлена схема скважины, оборудованной устройствами для реализации предложенного способа обработки нефтяных скважин.
Здесь показана скважина 1, содержащая колонну 2 эксплуатационных труб, являющихся стенками скважины и имеющих помещенные на глубине расположения продуктивного пласта 3 отверстия 4 (перфорации), занимающие по высоте определенный интервал 5 перфораций.
Внутрь скважины 1 помещена система 6 насосно-компрессорных труб, предназначенная для закачки жидкости (на схеме не показана), подаваемой с помощью гидроагрегата 7 (например, компрессора марки ЦА-320), соединенного с гидроаккумулятором (на чертеже не показан).
Устье скважины оборудовано устройством 8 герметизации устья (например, марки УГУ-2), выполняющего функцию фонтанной арматуры.
На устройстве 8 герметизации устья закреплена верхняя часть системы 6 насосно-компрессорных труб и установлен обратный клапан (на чертеже не показан), через который система 6 насосно-компрессорных труб подключена к выходной трубе 9 гидроагрегата 7.
На верхней части системы 6 насосно-компрессорных труб установлен также переходник 10, выполненный (на чертеже не показано) в виде металлической пластины, закрепленной на фланце, с резьбой для соединения с верхним концом верхней трубы (на чертеже не обозначена) системы 6 насосно-компрессорных труб.
На переходнике 10 закреплен вибрационный излучатель 11, например индукционный (электромагнитный) вибратор или вибратор центробежного типа (см., например /5, с. 76/), предназначенный для создания колебательного воздействия на систему насосно-компрессорных труб и далее через закаченную в герметизированную часть 12 скважины 1 жидкость на пласт 3.
Нижний конец 13 нижней трубы (на чертеже не обозначена) установлен ниже (от 0,5 до 2,0 м) нижней границы интервала 5 перфорации.
Выше интервала 5 перфорации (на 5-30 м) между трубами системы 6 насосно-компрессорных труб и колонны 2 эксплуатационных труб скважины 1 установлен пакер 14, предназначенный для герметизации затрубного пространства (пространства между внутренней частью трубы колонны 2 эксплуатационных труб и трубами системы 6 насосно-компрессорных труб) и выполненный в виде набора манжет (см., например /4, с. 137/).
Обработку нефтяных скважин в соответствии с предложенным способом осуществляют следующим образом.
В герметизированную с помощью пакера 14 часть оборудованной вышеописанными устройствами скважину 1 от гидроагрегата 7 через систему 6 насосно-компрессорных труб закачивают водный раствор смеси плавиковой и соляной кислот (в вышеуказанном соотношении составляющих) под давлением порядка 100 атмосфер.
Закачиваемая жидкость через отверстия (перфорации) 4 поступает в пласт 3, взаимодействуя с глинистыми частицами пропласток.
В процессе поступления закачиваемой жидкости из-за сопротивления среды возникает необходимость повышения давления.
Однако, как уже указывалось ранее, по условиям эксплуатации скважин максимальное давление не должно превышать допустимого, величина которого выбрана равной 50% от величины давления опрессовки эксплуатационных труб.
Если при давлении 150-180 атмосфер жидкость в пласт не поступает, включают излучатель, который вызывает колебания (вибрации), распространяющиеся по трубам системы 6 насосно-компрессорных труб в герметизированную часть 12 скважины 1 и создающие гидроакустические колебания закаченной жидкости, которые передаются в пласт 3.
Частотный диапазон вибраций от излучателя составляет 20-1000 Гц, амплитуда - 0,2-10 мм.
Частотный диапазон возникающих гидроакустических колебаний остается тем же, а интенсивность колебаний зависит от устанавливаемого гидростатического давления жидкости.
Так, при увеличении давления до 180 атмосфер интенсивность гидроакустических колебаний жидкости повышается на 20-25 дБ.
Соответственно возрастают эффективность поступления закаченной жидкости в пласт и степень ее воздействия на составляющие пласт структуры.
Колебательное воздействие осуществляют в течение от 1,5 часов до 2 суток, причем это воздействие производят или во время закачивания жидкости, или посла закачивания жидкости, или во время закачивания и после него в зависимости от характеристик проницаемости пласта.
После выполнения этой процедуры производят промывку скважины 1 от продуктов взаимодействия составляющих пропластки пласта частиц с закаченной жидкостью.
Для этого из скважины 1 извлекают пакер 14, а через систему 6 насосно-компрессорных труб в скважину закачивают солевой раствор, который затем через затрубное пространство вместе с вышеуказанными продуктами взаимодействия вымывается из скважины.
Предложенный способ обработки нефтяных скважин был опробован на Ермаковском и Самотлорском месторождениях на нескольких скважинах.
Эффективность данного способа обработки нефтяных скважин подтверждена актами по результатам выполненных работ.
Список использованных источников
1. Патент РФ N 2105135, приоритет от 06.10.95 г. МПК: E 21 B 43/00.
1. Патент РФ N 2105135, приоритет от 06.10.95 г. МПК: E 21 B 43/00.
2. Патент РФ N 2055979, приоритет от 21.01.93 г. МПК: E 21 B 43/00.
3. В.В.Фурдуев. "Электроакустика", ОГИЗ, М.-Л., 1948.
4. Справочная книга по добыче нефти, ред. Ш.К. Гиматудинов, М., Недра, 1976.
5. Политехнический словарь. - "Советская энциклопедия", М., 1976.
Claims (8)
1. Способ обработки нефтяных скважин, включающий колебательное воздействие от излучателя на продуктивный пласт в интервале перфорации скважины, оборудованной системой насосно-компрессорных труб, отличающийся тем, что герметично перекрывают затрубное пространство содержащей перфорацию части скважины, после чего через систему насосно-компрессорных труб закачивают в эту часть скважины и оттуда через перфорацию в пласт растворяющую частицы пласта жидкость, создавая здесь зону повышенного гидростатического давления, и вызывают в этой жидкости колебания, которые воздействуют на пласт, причем излучатель устанавливают на устье скважины и механически связывают с системой насосно-компрессорных труб, а колебательное воздействие проводят в частотном диапазоне 20 - 1000 Гц с амплитудой 0,2 - 10,0 мм в течение от 1,5 ч до 2 суток, после чего производят промывку скважины от продуктов реагирования составляющих пласт материалов на воздействие закаченной жидкости путем их вымывания через затрубное пространство скважины.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что колебательное воздействие на продуктивный пласт осуществляют или при закачивании жидкости, или после закачивания жидкости, или при закачивании жидкости в пласт и после того.
3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что в качестве растворяющей частицы пласта жидкости используют водный раствор смеси плавиковой и соляной кислот, причем компоненты состава выбирают в соотношении, об.%:
Плавиковая кислота - 1,0 - 10
Соляная кислота - 10 - 20
Вода - Остальное
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что герметизацию части скважины производят выше интервала перфорации.
Плавиковая кислота - 1,0 - 10
Соляная кислота - 10 - 20
Вода - Остальное
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что герметизацию части скважины производят выше интервала перфорации.
5. Способ по п.4, отличающийся тем, что границу герметично перекрываемой части скважины выбирают на расстоянии 5-30 м выше верхней границы интервала перфорации.
6. Способ по одному из пп.1 - 3, отличающийся тем, что величину давления закачиваемой жидкости выбирают из условия
Р = (0,25 - 0,50)Ро,
где Р - величина давления закачиваемой жидкости;
Ро - величина давления опрессовки эксплуатационных труб скважины.
Р = (0,25 - 0,50)Ро,
где Р - величина давления закачиваемой жидкости;
Ро - величина давления опрессовки эксплуатационных труб скважины.
7. Способ по одному из пп.1 - 3, отличающийся тем, что объем жидкости, закачиваемой в герметизированную часть скважины, выбирают из условия
V = V1 + V2,
где V - объем закачиваемой жидкости;
V1 - объем жидкости, поглощенной пластом;
V2 - объем герметизированной части скважины.
V = V1 + V2,
где V - объем закачиваемой жидкости;
V1 - объем жидкости, поглощенной пластом;
V2 - объем герметизированной части скважины.
8. Способ по п.1, отличающийся тем, что нижний край системы насосно-компрессорных труб устанавливают ниже нижней границы интервала перфорации скважины.
9. Способ по п.1, отличающийся тем, что перед промывкой скважины осуществляют разгерметизацию затрубного пространства скважины, а промывку проводят путем закачивания в трубное пространство промывочной жидкости, например, 2 - 32% раствора NaCl в воде.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000121916/03A RU2168006C1 (ru) | 2000-08-21 | 2000-08-21 | Способ обработки нефтяных скважин |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000121916/03A RU2168006C1 (ru) | 2000-08-21 | 2000-08-21 | Способ обработки нефтяных скважин |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2168006C1 true RU2168006C1 (ru) | 2001-05-27 |
Family
ID=20239312
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2000121916/03A RU2168006C1 (ru) | 2000-08-21 | 2000-08-21 | Способ обработки нефтяных скважин |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2168006C1 (ru) |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2213855C1 (ru) * | 2003-02-11 | 2003-10-10 | Файзуллин Ирик Султанович | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2215126C2 (ru) * | 2002-05-27 | 2003-10-27 | Закрытое акционерное общество "ИНЕФ" | Способ восстановления и поддержания продуктивности скважины |
| RU2258803C1 (ru) * | 2004-04-14 | 2005-08-20 | Дыбленко Валерий Петрович | Способ обработки продуктивного пласта |
| RU2265716C1 (ru) * | 2004-04-29 | 2005-12-10 | Закрытое акционерное общество "Тюменский нефтяной научный центр" | Способ оптимизации работы нагнетательных скважин |
| RU2351755C1 (ru) * | 2007-09-20 | 2009-04-10 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (ОАО "РИТЭК") | Способ воздействия на продуктивный пласт |
| WO2016167666A1 (en) | 2015-04-15 | 2016-10-20 | Resonator As | Improved oil recovery by pressure pulses |
| WO2024249598A3 (en) * | 2023-05-30 | 2025-02-06 | Gtherm Energy, Inc. | Oscillating jet pump system |
Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5460223A (en) * | 1994-08-08 | 1995-10-24 | Economides; Michael J. | Method and system for oil recovery |
| RU2055979C1 (ru) * | 1993-01-29 | 1996-03-10 | И.А. Орентлихерман | Способ обработки нефтяных скважин и устройство для его осуществления |
| RU2057906C1 (ru) * | 1992-03-24 | 1996-04-10 | Омский научно-исследовательский институт приборостроения | Способ разработки обводненного нефтяного месторождения |
| RU2066365C1 (ru) * | 1995-10-19 | 1996-09-10 | Акционерное общество закрытого типа "Нафтам" | Способ восстановления скважины и устройство для его осуществления |
| US5660231A (en) * | 1993-06-25 | 1997-08-26 | Aktsionernoe Obschestvo Zakrytogo Tipa "Biotekinvest" | Method of producing hydrocarbons from subterranean formations |
| RU2097544C1 (ru) * | 1991-07-02 | 1997-11-27 | Петролео Брасилейро С.А.-Петробрас | Способ увеличения добычи нефти из нефтяного коллектора и устройство для его осуществления |
| RU2142049C1 (ru) * | 1998-12-18 | 1999-11-27 | Попов Владимир Александрович | Способ возбуждения ударной волны в среде, окружающей скважину |
| RU2151280C1 (ru) * | 1997-03-04 | 2000-06-20 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания Приоритет" | Способ импульсного воздействия на нефтяную залежь |
| RU2151863C1 (ru) * | 1999-12-03 | 2000-06-27 | Лыков Владимир Иванович | Способ освоения нефтяной скважины |
-
2000
- 2000-08-21 RU RU2000121916/03A patent/RU2168006C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2097544C1 (ru) * | 1991-07-02 | 1997-11-27 | Петролео Брасилейро С.А.-Петробрас | Способ увеличения добычи нефти из нефтяного коллектора и устройство для его осуществления |
| RU2057906C1 (ru) * | 1992-03-24 | 1996-04-10 | Омский научно-исследовательский институт приборостроения | Способ разработки обводненного нефтяного месторождения |
| RU2055979C1 (ru) * | 1993-01-29 | 1996-03-10 | И.А. Орентлихерман | Способ обработки нефтяных скважин и устройство для его осуществления |
| US5660231A (en) * | 1993-06-25 | 1997-08-26 | Aktsionernoe Obschestvo Zakrytogo Tipa "Biotekinvest" | Method of producing hydrocarbons from subterranean formations |
| US5460223A (en) * | 1994-08-08 | 1995-10-24 | Economides; Michael J. | Method and system for oil recovery |
| RU2066365C1 (ru) * | 1995-10-19 | 1996-09-10 | Акционерное общество закрытого типа "Нафтам" | Способ восстановления скважины и устройство для его осуществления |
| RU2151280C1 (ru) * | 1997-03-04 | 2000-06-20 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания Приоритет" | Способ импульсного воздействия на нефтяную залежь |
| RU2142049C1 (ru) * | 1998-12-18 | 1999-11-27 | Попов Владимир Александрович | Способ возбуждения ударной волны в среде, окружающей скважину |
| RU2151863C1 (ru) * | 1999-12-03 | 2000-06-27 | Лыков Владимир Иванович | Способ освоения нефтяной скважины |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2215126C2 (ru) * | 2002-05-27 | 2003-10-27 | Закрытое акционерное общество "ИНЕФ" | Способ восстановления и поддержания продуктивности скважины |
| WO2003099050A1 (fr) * | 2002-05-27 | 2003-12-04 | Orentlikherman Ernest Isaakovi | Procede pour retablir et maintenir la productivite d'un puits |
| RU2213855C1 (ru) * | 2003-02-11 | 2003-10-10 | Файзуллин Ирик Султанович | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2258803C1 (ru) * | 2004-04-14 | 2005-08-20 | Дыбленко Валерий Петрович | Способ обработки продуктивного пласта |
| RU2265716C1 (ru) * | 2004-04-29 | 2005-12-10 | Закрытое акционерное общество "Тюменский нефтяной научный центр" | Способ оптимизации работы нагнетательных скважин |
| RU2351755C1 (ru) * | 2007-09-20 | 2009-04-10 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (ОАО "РИТЭК") | Способ воздействия на продуктивный пласт |
| WO2016167666A1 (en) | 2015-04-15 | 2016-10-20 | Resonator As | Improved oil recovery by pressure pulses |
| WO2024249598A3 (en) * | 2023-05-30 | 2025-02-06 | Gtherm Energy, Inc. | Oscillating jet pump system |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2343275C2 (ru) | Способ интенсификации добычи природного газа из угольных пластов | |
| US4869322A (en) | Sequential hydraulic fracturing of a subsurface formation | |
| US3743017A (en) | Use of fluidic pressure fluctuation generator to stimulate underground formations | |
| RU2231631C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| US3990512A (en) | Method and system for ultrasonic oil recovery | |
| US2871943A (en) | Petroleum well treatment by high power acoustic waves to fracture the producing formation | |
| RU2059801C1 (ru) | Способ термошахтного извлечения высоковязкой нефти из пласта | |
| US6467542B1 (en) | Method for resonant vibration stimulation of fluid-bearing formations | |
| CA2675819A1 (en) | Method for completion, maintenance and stimulation of oil and gas wells | |
| RU2000108860A (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| WO2009081088A2 (en) | Methods for introducing pulsing to cementing operations | |
| RU2044874C1 (ru) | Способ термошахтного извлечения высоковязкой нефти из пласта | |
| US5361837A (en) | Method for preventing annular fluid flow using tube waves | |
| RU2168006C1 (ru) | Способ обработки нефтяных скважин | |
| RU2258803C1 (ru) | Способ обработки продуктивного пласта | |
| WO2024129523A1 (en) | Use of pressure wave resonators in downhole operations | |
| RU2163665C1 (ru) | Способ увеличения нефтеизвлечения из нефтяного пласта ремонтируемой скважины | |
| SU1709076A1 (ru) | Способ оборудовани фильтровой скважины | |
| RU2085721C1 (ru) | Способ обработки прискважинной зоны пласта | |
| RU2066746C1 (ru) | Способ реанимации сухих нефтяных и газовых скважин | |
| RU2383720C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| RU2094590C1 (ru) | Способ вибрационного цементирования обсадных труб в скважинах | |
| RU2128285C1 (ru) | Установка для гидроимпульсного воздействия на продуктивные пласты | |
| RU2282020C2 (ru) | Способ добычи нефти | |
| RU2584191C2 (ru) | Способ гидравлического разрыва продуктивного пласта |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20040822 |