RU2187625C1 - Способ глушения эксплуатационной скважины (варианты) - Google Patents
Способ глушения эксплуатационной скважины (варианты) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2187625C1 RU2187625C1 RU2001128760A RU2001128760A RU2187625C1 RU 2187625 C1 RU2187625 C1 RU 2187625C1 RU 2001128760 A RU2001128760 A RU 2001128760A RU 2001128760 A RU2001128760 A RU 2001128760A RU 2187625 C1 RU2187625 C1 RU 2187625C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- fluid
- tubing
- killing
- well
- annulus
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 25
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 72
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 24
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 19
- YMWUJEATGCHHMB-UHFFFAOYSA-N Dichloromethane Chemical compound ClCCl YMWUJEATGCHHMB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 11
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 7
- XSTXAVWGXDQKEL-UHFFFAOYSA-N Trichloroethylene Chemical group ClC=C(Cl)Cl XSTXAVWGXDQKEL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- 150000008280 chlorinated hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 6
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 7
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims description 4
- 230000030279 gene silencing Effects 0.000 claims description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 claims 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 abstract description 3
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 abstract description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- UBOXGVDOUJQMTN-UHFFFAOYSA-N trichloroethylene Natural products ClCC(Cl)Cl UBOXGVDOUJQMTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 2
- 230000035508 accumulation Effects 0.000 abstract 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 6
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 6
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 6
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 5
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 4
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- -1 ethylene chlorocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 3
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 3
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical class [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 2
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 2
- 230000002431 foraging effect Effects 0.000 description 2
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 2
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 2
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 2
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 229910000975 Carbon steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 1
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-M Propionate Chemical compound CCC([O-])=O XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000005856 abnormality Effects 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- KXKVLQRXCPHEJC-UHFFFAOYSA-N acetic acid trimethyl ester Natural products COC(C)=O KXKVLQRXCPHEJC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 239000010962 carbon steel Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Natural products C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 239000012454 non-polar solvent Substances 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 230000000750 progressive effect Effects 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000008096 xylene Substances 0.000 description 1
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобыче, к способам подготовки скважин к подземному и капитальному ремонту скважин, в частности к глушению скважин. Техническим результатом является удешевление и ускорение процесса глушения эксплуатационной скважины, а также очистка скважины от асфальтосмолопарафиновых отложений. В способе глушения эксплуатационной скважины, включающем закачку в межтрубное пространство скважины при открытых на устье насосно-компрессорных трубах НКТ жидкости глушения и продавочной жидкости, продавку жидкости глушения ниже НКТ при закрытых на устье НКТ, закачку продавочной жидкости из межтрубного пространства скважины в НКТ при открытых на устье НКТ, в качестве жидкости глушения в скважину закачивают нефтяной раствор смеси хлорированных углеводородов, остающейся в кубе ректификационной колонны после выделения товарного трихлорэтилена и метиленхлорида, с растворителями. Причем плотность жидкости глушения выше плотности продавочной жидкости, а жидкость глушения закачивают в объеме части скважины от насоса до забоя. По другому варианту в способе глушения эксплуатационной скважины, включающем закачку в межтрубное пространство скважины при открытых на устье НКТ жидкости глушения и продавочной жидкости, закачку продавочной жидкости из межтрубного пространства в НКТ в качестве жидкости глушения в скважину закачивают нефтяной раствор смеси хлорированных углеводородов, остающейся в кубе ректификационной колонны после выделения товарного трихлорэтилена и метиленхлорида, с растворителями, при этом плотность жидкости глушения выше плотности скважинной жидкости и закачку продавочной жидкости в межтрубное пространство и в НКТ осуществляют после оседания жидкости глушения ниже НКТ, причем жидкость глушения закачивают в межтрубное пространство в объеме части скважины от насоса до забоя. 2 с. и 3 з.п.ф-лы.
Description
Изобретение относится к нефтедобыче, к способам подготовки скважин к подземному и капитальному ремонту скважин, в частности, к глушению скважин.
К жидкостям глушения (ЖГ) предъявляются следующие требования:
- плотность ее должна быть достаточной для обеспечения необходимого противодавления на пласт,
- должна обеспечивать максимальное сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта,
- быть технологичной в приготовлении и использовании,
- технологические свойства должны быть регулируемыми в широких пределах горно-геологических условий эксплуатации скважины,
- должна быть взрыво-и пожаробезопасной.
- плотность ее должна быть достаточной для обеспечения необходимого противодавления на пласт,
- должна обеспечивать максимальное сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта,
- быть технологичной в приготовлении и использовании,
- технологические свойства должны быть регулируемыми в широких пределах горно-геологических условий эксплуатации скважины,
- должна быть взрыво-и пожаробезопасной.
Все жидкости глушения (ЖГ) скважин делятся на две группы: на водной и углеводородной основе. В первую группу входят пены, пресные и пластовые воды, растворы минеральных солей, глинистые растворы, вязко-упругие составы (ВУСы).
Вторая группа включает товарную или загущенную нефть, известково-битумные растворы, инвертно-эмульсионные растворы (ИЭР).
Результаты многочисленных экспериментальных исследований и промысловые данные, полученные в различных нефтяных регионах страны, показывают, что использование ЖГ на водной основе, как правило, приводит к значительному снижению дебитов скважин по нефти, росту обводненности добываемой продукции и длительным сроком их освоения в послеремонтный период. Вызывается это главным образом отрицательным воздействием таких жидкостей на фильтрационные характеристики продуктивного пласта. Кроме того, системы на водной основе, используемые в качестве ЖГ, имеют высокую поглощающую способность продуктивных пластов в сравнении со структурированными жидкостями. Иногда их расход на глушение одной скважины превышает ее объем в десятки раз.
Как свидетельствует отечественный опыт использования различных жидкостей в процессах глушения скважин, наиболее эффективны и технологичны в этом плане обратные эмульсии и вязко-упругие составы.
Многочисленными исследованиями доказано, что технология глушения скважин с использованием ВУСа и ИЭРа являются прогрессивными.
Известен способ глушения эксплуатационной скважины с использованием ВУСа, включающий закачку в межтрубное пространство скважины при открытых на устье насосно-компрессорных трубах (НКТ) жидкости глушения и продавочной жидкости, продавку жидкости глушения ниже насосно-компрессорных труб при закрытых на устье насосно-компрессорных трубах, закачку продавочной жидкости из межтрубного пространства в насосно-компрессорные трубы при открытых на устье насосно-компрессорных трубах [1].
Однако процесс приготовления ВУСа в промысловых условиях требует применения специального смесительного оборудования. Кроме того, процесс глушения скважины с использованием ВУСа требует дополнительного времени для выдержки на полимеризацию ВУСа.
Цель изобретения - удешевление и ускорение процесса глушения эксплуатационной скважины, а также очистка скважины от асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО).
Цель достигается тем, что в способе глушения эксплуатационной скважины, включающем закачку в межтрубное пространство скважины при открытых на устье насосно-компрессорных трубах жидкости глушения и продавочной жидкости, продавку жидкости глушения ниже насосно-компрессорных труб при закрытых на устье насосно-компрессорных трубах, закачку продавочной жидкости из межтрубного пространства скважины в насосно-компрессорные трубы при открытых на устье насосно-компрессорных трубах, в качестве жидкости глушения используют нефтяной раствор композиции АПК, представляющей собой смесь хлорированных углеводородов, остающуюся в кубе ректификационной колонны после выделения товарного трихлорэтилена и метиленхлорида, с растворителями.
Кроме того, плотность жидкости глушения выше плотности продавочной жидкости и жидкость глушения закачивают в межтрубное пространство скважины в объеме части скважины от насоса до забоя.
Известен способ глушения эксплуатационной скважины с использованием ВУСа, включающий закачку в межтрубное пространство скважины при открытых на устье насосно-компрессорных трубах жидкости, глушения и продавочной жидкости закачку продавочной жидкости из межтрубного пространства в насосно-компрессорные трубы [1].
Однако процесс приготовления ВУСа в промысловых условиях требует применения специального смесительного оборудования. Кроме того, процесс глушения скважины с использованием ВУСа требует дополнительного времени для выдержки на полимеризацию ВУСа.
Цель изобретения - удешевление и ускорение процесса глушения эксплуатационной скважины, а также очистка скважины от асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО).
Цель достигается тем, что в способе глушения скважины, включающем закачку в межтрубное пространство скважины при открытых на устье насосно-компрессорных трубах жидкости глушения и продавочной жидкости, закачку продавочной жидкости из межтрубного пространства скважины в насосно-компрессорные трубы, в качестве жидкости глушения используют нефтяной раствор композиции АПК, представляющей собой смесь хлорированных углеводородов, остающуюся в кубе ректификационной колонны после выделения товарного трихлорэтилена и метиленхлорида, с растворителями, при этом плотность жидкости глушения выше плотности скважинной жидкости и закачку продавочной жидкости в межтрубное пространство и в насосно-компрессорные трубы осуществляют после оседания жидкости глушения ниже насосно-компрессорных труб.
Кроме того, жидкости глушения закачивают в межтрубное пространство скважины в объеме части скважины от насоса до забоя.
Композиция АПК известна и изготавливается в соответствии с ТУ 2122-232-05763458-97. По внешнему виду композиция АПК - жидкость от бесцветного до темно-коричневого цвета.
Физико-механические показатели композиции АПК:
- плотность при 20oС, г/см3 -1,2-1,6;
- температура замерзания,oС - ниже минус 50;
- смешивание с водой - не смешивается;
- смешивание с неполярными растворителями (бензином, толуолом, нефтью) - смешивается неограниченно;
- коррозионная активность к углеродистой стали при 20oС - не коррозионно активен.
- плотность при 20oС, г/см3 -1,2-1,6;
- температура замерзания,oС - ниже минус 50;
- смешивание с водой - не смешивается;
- смешивание с неполярными растворителями (бензином, толуолом, нефтью) - смешивается неограниченно;
- коррозионная активность к углеродистой стали при 20oС - не коррозионно активен.
Компонентами АПК являются техническая смесь хлоруглеродов этанового ряда, техническая смесь хлоруглеродов метанового ряда, в качестве растворителя могут использоваться метанол, метилацетат, ксилол, керосин, сольвент.
Как видно из физико-механических показателей, композиция АПК имеет большой удельный вес, низкую температуру замерзания, смешивается с органическими жидкостями, сравнительно дешевый продукт.
Указанные свойства композиции в какой-то степени соответствуют требованиям, предъявляемым к жидкостям глушения. Однако использование ее в качестве жидкости глушения окажет отрицательное влияние на процесс подготовки и переработки нефти, наложет жесткие требования на технологию освоения скважины после ремонта.
Используемые в предлагаемой технологии нефтяные растворы композиций АПК позволяют избежать указанны недостатков.
Плотность нефтяного раствора композиции АПК для глушения конкретной скважины определяется необходимостью соблюдения при глушении установленных "Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности" минимальных превышений гидростатического давления столба жидкости в скважине относительно кровли продуктивного пласта с учетом глубины и аномальности пластового давления.
Для приготовления нефтяного раствора композиции АПК необходимой плотности при известных плотностях нефти и АПК, расход компонентов на 1 м3 раствора может быть определен исходя из следующего соотношения:
где ρн.р. - необходимая плотность нефтяного раствора АПК, г/см3;
Vн - объем нефти, м3;
ρн - плотность нефти, г/см3;
Va - объем АПК, м3;
ρа - товарная плотность АПК, г/см3;
Vн.р - объем нефтяного раствора АПК, м3.
где ρн.р. - необходимая плотность нефтяного раствора АПК, г/см3;
Vн - объем нефти, м3;
ρн - плотность нефти, г/см3;
Va - объем АПК, м3;
ρа - товарная плотность АПК, г/см3;
Vн.р - объем нефтяного раствора АПК, м3.
Нефтяной раствор АПК готовится простым перемешиванием.
В качестве продавочной жидкости используется широкоприменяемые при глушении, например, вода или водный раствор солей NaCl, CaCl2, KCl, MgCl2. Нефть для нефтяного раствора АПК используется дегазированная.
Основными элементами технологии глушения скважин нефтяными растворами АПК являются:
глушение скважин в каждом конкретном случае производится по индивидуальному плану с учетом приемистости продуктивного пласта;
в скважинах, эксплуатирующихся погружными и штанговыми насосами и обладающих достаточной приемистостью, глушение производится с доведением ЖГ до продуктивного пласта с задавкой поднасосной жидкости в пласт;
в насосных скважинах, где приемистость пласта недостаточна или вообще отсутствует, глушение производится нефтяными растворами АПК повышенной плотности для обеспечения необходимого противодавления на пласт с заменой скважинной жидкости на глубину подвески насоса. При этом происходит естественное осаждение ЖГ повышенной плотности до забоя скважины.
глушение скважин в каждом конкретном случае производится по индивидуальному плану с учетом приемистости продуктивного пласта;
в скважинах, эксплуатирующихся погружными и штанговыми насосами и обладающих достаточной приемистостью, глушение производится с доведением ЖГ до продуктивного пласта с задавкой поднасосной жидкости в пласт;
в насосных скважинах, где приемистость пласта недостаточна или вообще отсутствует, глушение производится нефтяными растворами АПК повышенной плотности для обеспечения необходимого противодавления на пласт с заменой скважинной жидкости на глубину подвески насоса. При этом происходит естественное осаждение ЖГ повышенной плотности до забоя скважины.
Время оседания ЖГ на забой скважины определяют по формуле:
T=H/V;
где Т - время оседания ЖГ, с;
Н - расстояние от приема насоса до забоя скважины, м;
V - скорость оседания ЖГ, м/с (обычно 0,1-0,5 м/с).
T=H/V;
где Т - время оседания ЖГ, с;
Н - расстояние от приема насоса до забоя скважины, м;
V - скорость оседания ЖГ, м/с (обычно 0,1-0,5 м/с).
Приблизительное время оседания ЖГ на глубину 1000 м составляет 2-2,5 ч.
В обоих вариантах технология глушения проводится с заменой скважинной жидкости на нефтяной раствор АПК в интервале "забой скважины - подвеска насоса" и с заменой скважинной жидкости на водные системы в интервале "подвеска насоса - устье скважины".
Технология глушения эксплуатационной скважины по 1 варианту осуществляется следующим образом.
В межтрубное пространство скважины, обладающей достаточной приемистостью при открытых на устье НКТ закачивают порцию ЖГ- нефтяного раствора АПК - в объеме части скважины ниже насосно-компрессорных труб (от насоса до забоя), следом закачивают продавочную жидкость (воду или водный раствор солей, плотностью меньше плотности ЖГ) в объеме, необходимом для замены скважинной жидкости в интервале от насоса до устья скважины. Затем при закрытых на устье насосно-компрессорных трубах ведут продавку жидкости глушения ниже насосно-компрессорных труб, задавливая поднасосную жидкость в пласт.
После этого открывают задвижку на НКТ и закачивают продавочную жидкость из межтрубного пространства в НКТ до появления ее на устье скважины.
По 2-му варианту способ осуществляется следующим образом.
В межтрубное пространство скважины при открытых НКТ закачивают порцию жидкости глушения - (нефтяного раствора АПК, плотность которого выше плотности поднасосной скважинной жидкости) в объеме части скважины ниже насосно-компрессорных труб (в объеме от насоса до забоя), ожидают оседание ее на забой. Затем закачивают через межтрубное пространство в насосно-компрессорные трубы водный раствор солей до появления его на устье скважины.
Охранные мероприятия при работе с нефтяными растворами АПК не отличаются от мероприятий при работе с нефтью.
При приготовлении и применении нефтяных растворов АПК необходимо строго руководствоваться требованиями "Правил пожарной безопасности", "Недра", 1987 г.
Claims (5)
1. Способ глушения эксплуатационной скважины, включающий закачку в межтрубное пространство скважины при открытых на устье насосно-компрессорных трубах жидкости глушения и продавочной жидкости, продавку жидкости глушения ниже насосно-компрессорных труб при закрытых на устье насосно-компрессорных трубах, закачку продавочной жидкости из межтрубного пространства скважины в насосно-компрессорные трубы при открытых на устье насосно-компрессорных трубах, отличающийся тем, что в качестве жидкости глушения в скважину закачивают нефтяной раствор смеси хлорированных углеводородов, остающейся в кубе ректификационной колонны после выделения товарного трихлорэтилена и метиленхлорида, с растворителями.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что плотность жидкости глушения выше плотности продавочной жидкости.
3. Способ по п.2, отличающийся тем, что жидкость глушения закачивают в межтрубное пространство в объеме части скважины от насоса до забоя.
4. Способ глушения эксплуатационной скважины, включающий закачку в межтрубное пространство скважины при открытых на устье насосно-компрессорных трубах жидкости глушения и продавочной жидкости, закачку продавочной жидкости из межтрубного пространства в насосно-компрессорные трубы, отличающийся тем, что в качестве жидкости глушения в скважину закачивают нефтяной раствор смеси хлорированных углеводородов, остающейся в кубе ректификационной колонны после выделения товарного трихлорэтилена и метиленхлорида, с растворителями, при этом плотность жидкости глушения выше плотности скважинной жидкости и закачку продавочной жидкости в межтрубное пространство и в насосно-компрессорные трубы осуществляют после оседания жидкости глушения ниже насосно-компрессорных труб.
5. Способ по п.4, отличающийся тем, что жидкость глушения закачивают в межтрубное пространство в объеме части скважины от насоса до забоя
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001128760A RU2187625C1 (ru) | 2001-10-26 | 2001-10-26 | Способ глушения эксплуатационной скважины (варианты) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001128760A RU2187625C1 (ru) | 2001-10-26 | 2001-10-26 | Способ глушения эксплуатационной скважины (варианты) |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2187625C1 true RU2187625C1 (ru) | 2002-08-20 |
Family
ID=20253934
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2001128760A RU2187625C1 (ru) | 2001-10-26 | 2001-10-26 | Способ глушения эксплуатационной скважины (варианты) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2187625C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2381359C1 (ru) * | 2008-10-22 | 2010-02-10 | Ильдар Зафирович Денисламов | Способ определения объема отложений в колонне лифтовых труб добывающей скважины |
| RU2545197C1 (ru) * | 2013-08-27 | 2015-03-27 | Дмитрий Николаевич Репин | Способ глушения скважины |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE4011348A1 (de) * | 1990-04-07 | 1991-10-10 | Bayer Ag | Bohrloch-behandlungsfluessigkeiten mit tonquellungsinhibierenden eigenschaften (ii) |
| RU2047745C1 (ru) * | 1992-01-27 | 1995-11-10 | Канзафаров Фидрат Яхьяевич | Способ глушения скважин |
| RU2114985C1 (ru) * | 1998-02-11 | 1998-07-10 | Некоммерческое партнерство Институт системных исследований процессов нефтегазодобычи (НП ИСИПН) | Способ глушения эксплуатационной скважины |
| US5783526A (en) * | 1997-03-06 | 1998-07-21 | Texas United Chemical Company, Llc. | Process to enhance removal of adhering solids from the surface of wellbores and sand control devices therein |
| RU2126082C1 (ru) * | 1998-01-20 | 1999-02-10 | Позднышев Геннадий Николаевич | Состав и способ приготовления обратных эмульсий для добычи нефти |
| US5990050A (en) * | 1998-01-08 | 1999-11-23 | M-I L.L.C. | Water soluble invert emulsions |
| RU2144132C1 (ru) * | 1999-07-14 | 2000-01-10 | Москвин Владимир Дмитриевич | Способ сохранения коллекторских свойств призабойной зоны пласта нефтедобывающей скважины |
-
2001
- 2001-10-26 RU RU2001128760A patent/RU2187625C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE4011348A1 (de) * | 1990-04-07 | 1991-10-10 | Bayer Ag | Bohrloch-behandlungsfluessigkeiten mit tonquellungsinhibierenden eigenschaften (ii) |
| RU2047745C1 (ru) * | 1992-01-27 | 1995-11-10 | Канзафаров Фидрат Яхьяевич | Способ глушения скважин |
| US5783526A (en) * | 1997-03-06 | 1998-07-21 | Texas United Chemical Company, Llc. | Process to enhance removal of adhering solids from the surface of wellbores and sand control devices therein |
| US5990050A (en) * | 1998-01-08 | 1999-11-23 | M-I L.L.C. | Water soluble invert emulsions |
| RU2126082C1 (ru) * | 1998-01-20 | 1999-02-10 | Позднышев Геннадий Николаевич | Состав и способ приготовления обратных эмульсий для добычи нефти |
| RU2114985C1 (ru) * | 1998-02-11 | 1998-07-10 | Некоммерческое партнерство Институт системных исследований процессов нефтегазодобычи (НП ИСИПН) | Способ глушения эксплуатационной скважины |
| RU2144132C1 (ru) * | 1999-07-14 | 2000-01-10 | Москвин Владимир Дмитриевич | Способ сохранения коллекторских свойств призабойной зоны пласта нефтедобывающей скважины |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2381359C1 (ru) * | 2008-10-22 | 2010-02-10 | Ильдар Зафирович Денисламов | Способ определения объема отложений в колонне лифтовых труб добывающей скважины |
| RU2545197C1 (ru) * | 2013-08-27 | 2015-03-27 | Дмитрий Николаевич Репин | Способ глушения скважины |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US3467195A (en) | Pumping viscous crude | |
| US5339904A (en) | Oil recovery optimization using a well having both horizontal and vertical sections | |
| US2742089A (en) | Secondary recovery | |
| US5178218A (en) | Method of sand consolidation with resin | |
| US3380531A (en) | Method of pumping viscous crude | |
| RU2140531C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта | |
| RU2518684C2 (ru) | Способ добычи нефти и других пластовых жидкостей из коллектора (варианты) | |
| CN1056334A (zh) | 恢复地下地层渗透率的方法 | |
| US3580336A (en) | Production of oil from a pumping well and a flowing well | |
| RU2666823C2 (ru) | Устранение вызванного асфальтенами закупоривания стволов скважин и эксплуатационных трубопроводов | |
| RU2377172C1 (ru) | Способ создания и эксплуатации подземных хранилищ газа в истощенных нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождениях | |
| RU2187625C1 (ru) | Способ глушения эксплуатационной скважины (варианты) | |
| US5139088A (en) | Method of inhibiting asphalt precipitation in an oil production well | |
| WO2013154468A2 (ru) | Способ повышения добычи нефтей, газоконденсатов и газов из месторождений и обеспечения бесперебойной работы добывающих и нагнетательных скважин | |
| RU2156269C1 (ru) | Состав, способ приготовления и применения гидрофобной эмульсии в комбинированной технологии глушения скважин | |
| RU2304710C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| RU2117753C1 (ru) | Способ разработки нефтяных месторождений | |
| US2881837A (en) | Method of fracturing oil wells | |
| RU2189437C1 (ru) | Способ глушения эксплуатационной скважины (варианты) | |
| RU2129651C1 (ru) | Способ удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений из внутрискважинного оборудования | |
| RU2291183C2 (ru) | Состав, способ приготовления и применения гидрофобных эмульсий в комбинированной технологии глушения и освоения скважин | |
| RU2612693C1 (ru) | Способ ограничения водопритоков в добывающих скважинах без подъема глубинонасосного оборудования | |
| Nurgalieva et al. | Improving the efficiency of oil and gas wells complicated by the formation of asphalt-resin-paraffin deposits. Energies 2021, 14, 6673 | |
| US3251413A (en) | Secondary recovery from plural producing horizons | |
| RU2129658C1 (ru) | Способ стимуляции нефтяного пласта с помощью микроорганизмов и физико- механических методов воздействия |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20081027 |