RU2366808C1 - Method of treatment of bottomhole zone of pressure well with flow out - Google Patents
Method of treatment of bottomhole zone of pressure well with flow out Download PDFInfo
- Publication number
- RU2366808C1 RU2366808C1 RU2008142184/03A RU2008142184A RU2366808C1 RU 2366808 C1 RU2366808 C1 RU 2366808C1 RU 2008142184/03 A RU2008142184/03 A RU 2008142184/03A RU 2008142184 A RU2008142184 A RU 2008142184A RU 2366808 C1 RU2366808 C1 RU 2366808C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- pressure
- injection
- bottomhole zone
- density
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 15
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 20
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 18
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims abstract description 13
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 11
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 30
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 30
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 9
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 abstract description 10
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 2
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 2
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 2
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 230000003001 depressive effect Effects 0.000 description 1
- 239000003599 detergent Substances 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 230000008520 organization Effects 0.000 description 1
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 1
Landscapes
- Detergent Compositions (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применением при очистке призабойной зоны нагнетательной скважины.The invention relates to the oil industry and may find application in cleaning the bottom-hole zone of an injection well.
Известен способ ремонта нагнетательной скважины, включающий накопление в призабойной зоне жидкости и ее излив на поверхность (Патент РФ №2079637, кл. E21B 43/00, опубл. 1997.05.20).A known method of repairing an injection well, including the accumulation in the bottom-hole zone of the fluid and its spout to the surface (RF Patent No. 2079637, CL E21B 43/00, publ. 1997.05.20).
Известный способ недостаточно эффективен вследствие неконтролируемости параметров накопления жидкости и излива.The known method is not effective enough due to the uncontrolled parameters of fluid accumulation and spout.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ очистки призабойной зоны скважины импульсным дренированием, включающий обработку скважин за 15-45 циклов, на каждом из которых производят 6-30 депрессионно-репрессионных импульсов дренирования, которые создают при формировании в скважине избыточного давления, превышающего пластовое, путем закачки флюида в затрубное пространство. Наземным прерывателем вначале резко открывают скважину и изливают жидкость по насосно-компрессорным трубам в наземную сборную емкость. При достижении наибольшей скорости излива резко закрывают скважину и создают затухающую стоячую волну, которая за 2-2,5 с достигает зумпфа скважины и возвращается к устью, делая при этом импульсные удары по призабойной зоне пласта. Колебания контролируют по устьевому манометру и прерывают в период начала возврата волны к устью скважины, усиливая депрессионный вынос загрязнений из призабойной зоны синфазным изливом жидкости и по насосно-компрессорным трубам в желобную емкость. Излив производят 2-4 с и затем вновь формируют стоячую волну и так повторяют до снижения избыточного давления в скважине. Флюид нагнетают с постоянной производительностью для контроля за временем достижения конкретного значения избыточного давления в скважине. Если время возрастает, то обработку продолжают, если не возрастает, то прекращают (Патент РФ №2159326, кл. E21B 43/25, опубл. 2000.11.20 - прототип).The closest to the proposed invention in technical essence is a method of cleaning the bottom-hole zone of a well by pulse drainage, which includes treating wells in 15-45 cycles, each of which produces 6-30 depressive-repressive drainage pulses that create when the overpressure in the well exceeds reservoir, by pumping fluid into the annulus. At first, the well is opened with a ground breaker and the fluid is poured through tubing into a surface collection tank. When the spout reaches its maximum speed, the well is closed abruptly and a damped standing wave is created, which reaches the sump of the well in 2-2.5 s and returns to the wellhead, while doing pulsed impacts on the bottom-hole formation zone. The oscillations are monitored by the wellhead pressure gauge and interrupted during the beginning of the wave return to the wellhead, increasing the depressive removal of contaminants from the bottom-hole zone by the in-phase spout of the liquid and through tubing to the groove tank. The spout is produced for 2-4 s and then a standing wave is again formed and is repeated until the overpressure in the well decreases. The fluid is injected at a constant rate to control the time it takes to reach a specific overpressure in the well. If time increases, then processing continues, if it does not increase, then stop (RF Patent No. 2159326, CL E21B 43/25, publ. 2000.11.20 - prototype).
Известный способ позволяет проконтролировать параметры закачки жидкости и излива, однако, он недостаточно эффективен вследствие малого количества изливающейся из скважины жидкости и краткости излива.The known method allows you to control the injection parameters of the fluid and the spout, however, it is not effective enough due to the small amount of liquid poured from the well and the shortness of the spout.
В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности очистки призабойной зоны нагнетательной скважины.The proposed invention solves the problem of increasing the efficiency of cleaning the bottom-hole zone of the injection well.
Задача решается тем, что в способе обработки призабойной зоны нагнетательной скважины изливом, включающем закачку жидкости в призабойную зону до повышения давления и излив жидкости из скважины, согласно изобретению предварительно циркуляцией заполняют скважину жидкостью с плотностью меньшей, чем пластовая вода не менее чем на 0,1 г/см3, организуют доставку в колонну насосно-компрессорных труб на забое скважины 4-6 м3 0,1-0,3%-ного раствора поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в пресной воде, закачку жидкости в призабойную зону проводят через колонну насосно-компрессорных труб до повышения давления не более чем допустимое давление на обсадную колонну скважины, со скоростью закачки 5-10 м3/час, а при изливе ограничивают расход жидкости величиной не более 4 м3/час.The problem is solved in that in the method for treating the bottom-hole zone of the injection well with a spout, including pumping liquid into the bottom-hole zone to increase pressure and pouring the liquid from the well, according to the invention, the well is pre-circulated by filling the well with a density of at least 0.1 less than produced water g / cm 3 , arrange the delivery to the string of tubing at the bottom of the well 4-6 m 3 of 0.1-0.3% solution of the surfactant ML-81B in fresh water, the fluid is pumped into the bottomhole zone through h tubing string until the pressure rises to not more than the permissible pressure on the casing of the well, with a pumping speed of 5-10 m 3 / h, and at the outflow limit the flow rate of not more than 4 m 3 / h.
Признаками изобретения являются:The features of the invention are:
1. закачка жидкости в призабойную зону до повышения давления;1. injection of fluid into the bottomhole zone to increase pressure;
2. излив жидкости из скважины;2. spilling fluid from the well;
3. предварительно циркуляцией заполнение скважины жидкостью с плотностью меньшей, чем пластовая жидкость не менее чем на 0,1 г/см3;3. pre-circulation filling the well with a liquid with a density less than the reservoir fluid by at least 0.1 g / cm 3 ;
4. организация доставки в колонну насосно-компрессорных труб на забое скважины 4-6 м3 0,1-0,3%-ного раствора поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в пресной воде;4. Organization of delivery to the string of tubing at the bottom of the well 4-6 m 3 of 0.1-0.3% solution of the surface-active substance ML-81B in fresh water;
5. закачка жидкости в призабойную зону через колонну насосно-компрессорных труб до повышения давления не более чем допустимое давление на обсадную колонну скважины;5. pumping fluid into the bottom-hole zone through the tubing string until the pressure rises, not more than the allowable pressure on the well casing;
6. то же, со скоростью закачки 5-10 м3/час;6. the same, with an injection rate of 5-10 m 3 / hour;
7. при изливе ограничение расхода жидкости величиной не более 4 м3/час.7. at outflow, limitation of fluid flow rate of not more than 4 m 3 / hour.
Признаки 1, 2 являются общими с прототипом, признаки 3-7 являются существенными отличительными признаками изобретения.Signs 1, 2 are common with the prototype, signs 3-7 are the essential distinguishing features of the invention.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
При работе нагнетательной скважины происходит накопление в призабойной зоне кольматирующих элементов, снижающих ее проницаемость и, как следствие, уменьшающих продуктивность скважины. Традиционно применяемые способы обработки призабойной зоны позволяют повысить продуктивность скважины, однако, их эффективность невелика. В предлагаемом способе решается задача повышения эффективности очистки призабойной зоны нагнетательной скважины. Задача решается следующей совокупностью операций.During the operation of the injection well, accumulating elements occur in the near-wellbore zone, which reduce its permeability and, as a result, reduce the productivity of the well. Traditionally used methods for processing the bottom-hole zone can increase the productivity of the well, however, their effectiveness is low. The proposed method solves the problem of increasing the efficiency of cleaning the bottom-hole zone of the injection well. The problem is solved by the following set of operations.
При обработке призабойной зоны нагнетательной скважины изливом вначале циркуляцией заполняют скважину жидкостью с плотностью меньшей, чем плотность пластовой воды не менее чем на 0,1 г/см3. Например, если плотность пластовой воды равна 1,1 и более г/см3, то используют пресную воду с плотностью 1 г/см3. Плотность пластовой воды, как правило, не менее 1,1 г/см3, поэтому такой случай можно считать типичным.When treating the bottom-hole zone of an injection well with a spout, the well is initially filled with circulation with liquid with a density lower than the density of produced water by at least 0.1 g / cm 3 . For example, if the density of produced water is 1.1 or more g / cm 3 , then fresh water with a density of 1 g / cm 3 is used . The density of produced water, as a rule, is not less than 1.1 g / cm 3 , so this case can be considered typical.
В объем жидкости с плотностью, меньшей, чем пластовая вода, включают 4-6 м3 0,1-0,3%-ного раствора поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в пресной воде. При циркуляции этот объем размещают таким образом, чтобы к окончанию циркуляции он занял место в колонне насосно-компрессорных труб на забое скважины. Таким образом организуют доставку в колонну насосно-компрессорных труб на забое скважины 4-6 м3 указанного раствора.The volume of liquid with a density lower than produced water includes 4-6 m 3 of a 0.1-0.3% solution of the ML-81B surfactant in fresh water. During circulation, this volume is placed so that by the end of the circulation it takes a place in the tubing string at the bottom of the well. In this way, delivery of 4-6 m 3 of said solution to the bottom of the tubing is arranged.
Через колонну насосно-компрессорных труб при перекрытом на устье скважины межтрубном пространстве (пространстве между обсадной колонной и колонной насосно-компрессорных труб) ведут закачку жидкости с плотностью, меньшей, чем плотность пластовой воды не менее чем на 0,1 г/см3. При этом в призабойную зону первым поступает объем 0,1-0,3%-ного раствора поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в пресной воде, который отмывает поры пласта от загрязнений. Закачку ведут до повышения давления не более чем допустимое давление на обсадную колонну скважины. Обычно давление поднимают не до максимально допустимого, а на 10% менее, обеспечивая запас прочности. Скорость закачки поддерживают в пределах 5-10 м3/час, что способствует максимально быстрому заполнению призабойной зоны жидкостью и в то же время не вызывает эффекта снижения приемистости, возникающего при чрезмерно высокой скорости закачки. Наиболее целесообразно для закачки использовать цементировочный агрегат ЦА-320, способный обеспечить широкий диапазон скоростей закачки и давлений закачки. Наиболее рациональный объем закачки составляет 10-14 м3 жидкости с созданием давления 8,5-10,0 МПа.Through the tubing string when the annulus is closed at the wellhead (the space between the casing string and tubing string), fluid is injected with a density less than the density of produced water by at least 0.1 g / cm 3 . At the same time, the volume of a 0.1-0.3% solution of the ML-81B surfactant in fresh water, which washes the pores of the formation from contaminants, is the first to enter the bottom-hole zone. The injection is carried out until the pressure increases no more than the permissible pressure on the casing of the well. Typically, the pressure is raised not to the maximum allowable, but by 10% less, providing a margin of safety. The injection rate is maintained within the range of 5-10 m 3 / h, which contributes to the fastest filling of the bottomhole zone with liquid and at the same time does not cause the effect of a decrease in injectivity arising from an excessively high injection rate. It is most advisable to use the cementing unit CA-320 for injection, which is able to provide a wide range of injection speeds and injection pressures. The most rational injection volume is 10-14 m 3 of liquid with a pressure of 8.5-10.0 MPa.
После этого прекращают закачку и проводят излив жидкости через колонну насосно-компрессорных труб с расходом жидкости не более 4 м3/час. Согласно промысловым данным такой расход, с одной стороны, обеспечивает интенсивный вынос загрязняющих частиц, а с другой стороны, не приводит к охлопыванию пласта и снижению приемистости скважины после излива. В качестве основного метода излива применяют метод динамического излива, представляющий собой сочетание кратковременного излива (чередование открытия скважины на 10-12 мин на излив с закрытием на 6-7 мин для перераспределения пластового давления, повторяемое в течение 6-7 циклов с последующим длительным изливом для промывки забоя скважины, колонны насосно-компрессорных труб, устьевой арматуры и водовода.After that, the injection is stopped and the liquid is poured out through the tubing string with a liquid flow rate of not more than 4 m 3 / h. According to field data, such a flow rate, on the one hand, provides an intensive removal of contaminating particles, and on the other hand, does not lead to a slamming of the formation and a decrease in the injectivity of the well after an outflow. As the main spout method, the dynamic spout method is used, which is a combination of a short-term spout (alternating the opening of the well for 10-12 min at the spout with closing for 6-7 min to redistribute the reservoir pressure, repeated for 6-7 cycles, followed by a long spout for washing the bottom of the well, tubing string, wellhead fittings and water conduit.
Выбор для закачки жидкости с плотностью, меньшей, чем плотность пластовой воды не менее чем на 0,1 г/см3 обусловлен следующим. Более низкая плотность нужна для повышения эффективности, увеличения объема излива. Уменьшение плотности жидкости закачки на 0,1 г/см3 приводит к увеличению глубины (уровня) жидкости в скважине на 100 м, т.е. в случае использования колонны насосно-компрессорных труб 2” дополнительный излив составляет 200 л, в случае использования колонны насосно-компрессорных труб 2,5” дополнительный излив составляет 300 л на каждое понижение плотности на 0,1 г/см3.The choice for pumping fluid with a density lower than the density of produced water by at least 0.1 g / cm 3 is due to the following. Lower density is needed to increase efficiency, increase the volume of the spout. A decrease in the density of the injection fluid by 0.1 g / cm 3 leads to an increase in the depth (level) of the fluid in the well by 100 m, i.e. in the case of using a 2 ”tubing string, the additional spout is 200 l; in the case of using a 2.5” tubing string an additional spout is 300 l for each density decrease of 0.1 g / cm 3 .
Из-за разницы пластового и гидростатического давлений, создаваемой разницей в удельных весах пластовой и закачанной воды, длительность излива увеличивается, а следовательно, повышается эффективность проведения очистки призабойной зоны методом динамического излива.Due to the difference in reservoir and hydrostatic pressures created by the difference in the specific gravities of the reservoir and injected water, the duration of the spout increases, and therefore, the efficiency of cleaning the bottom-hole zone by the method of dynamic spout increases.
Поверхностно-активное вещество МЛ-81Б выпускается согласно ТУ 2481-007-48482528-99, является моющим препаратом, представляет собой подвижную вязкую жидкость от желтого до коричневого цвета с массовой долей ПАВ 30%. Представляет собой смесь неионоактивного и анионактивного ПАВ.The surfactant ML-81B is produced according to TU 2481-007-48482528-99, it is a detergent preparation, it is a moving viscous liquid from yellow to brown in color with a mass fraction of surfactant of 30%. It is a mixture of nonionic and anionic surfactants.
Примеры конкретного выполненияCase Studies
Пример 1. Выполняют очистку призабойной зоны нагнетательной скважины изливом. Скважина находится под закачкой сточной воды удельного веса 1,1 г/см3. При проведении излива на аналогичных скважинах обычным способом, т.е. повышением давления изменением режима работы скважины от кустовой насосной станции и последующим проведением излива рабочего агента, эффективность была минимальной.Example 1. Perform the cleaning of the bottom-hole zone of the injection well with a spout. The well is under the injection of waste water with a specific gravity of 1.1 g / cm 3 . When a spill is carried out on similar wells in the usual way, i.e. the increase in pressure by changing the mode of operation of the well from the cluster pump station and the subsequent outflow of the working agent, the efficiency was minimal.
Циркуляцией заполняют скважину пресной водой с плотностью 1 г/см3, организуют доставку в колонну насосно-компрессорных труб на забое скважины 5 м3 0,2%-ного раствора поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в пресной воде. Закачку жидкости в призабойную зону проводят через колонну насосно-компрессорных труб до повышения давления до 10 МПа при допустимом давлении на обсадную колонну скважины 15 МПа, со скоростью закачки 6 м3/час в объеме 12 м3. Останавливают закачку и производят излив с расходом жидкости 3,8 м3/час.Circulation fill the well with fresh water with a density of 1 g / cm 3 , arrange delivery to the string of tubing at the bottom of the well of 5 m 3 of a 0.2% solution of the surfactant ML-81B in fresh water. Fluid is injected into the bottomhole zone through the tubing string until the pressure rises to 10 MPa at a permissible pressure on the casing of the well of 15 MPa, with an injection rate of 6 m 3 / h in a volume of 12 m 3 . Stop the injection and make a spout with a flow rate of 3.8 m 3 / h.
Пример 2. Выполняют как пример 1. Циркуляцией заполняют скважину пресной водой с плотностью 1 г/см3, организуют доставку в колонну насосно-компрессорных труб на забое скважины 4 м3 0,3%-ного раствора поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в пресной воде. Закачку жидкости в призабойную зону проводят через колонну насосно-компрессорных труб до повышения давления до 9,9 МПа со скоростью закачки 5 м3/час в объеме 10 м3. Останавливают закачку и производят излив с расходом жидкости 3,9 м3/час.Example 2. Perform as example 1. Circulation fill the well with fresh water with a density of 1 g / cm 3 , arrange delivery to the string of tubing at the bottom of the well 4 m 3 0.3% solution of the surfactant ML-81B in fresh water. Liquid is pumped into the bottomhole zone through a tubing string until pressure is increased to 9.9 MPa with an injection rate of 5 m 3 / h in a volume of 10 m 3 . Stop the injection and produce a spout with a flow rate of 3.9 m 3 / h.
Пример 3. Выполняют как пример 1. Циркуляцией заполняют скважину пресной водой с плотностью 1 г/см3, организуют доставку в колонну насосно-компрессорных труб на забое скважины 6 м3 0,1%-ного раствора поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в пресной воде. Закачку жидкости в призабойную зону проводят через колонну насосно-компрессорных труб до повышения давления до 10,5 МПа со скоростью закачки 10 м3/час в объеме 14 м3. Останавливают закачку и производят излив с расходом жидкости 4 м3/час.Example 3. Perform as example 1. Circulation fill the well with fresh water with a density of 1 g / cm 3 , arrange delivery to the string of tubing at the bottom of the well 6 m 3 0.1% solution of the surfactant ML-81B in fresh water. Liquid is injected into the bottomhole zone through a tubing string until pressure is increased to 10.5 MPa with an injection rate of 10 m 3 / h in a volume of 14 m 3 . Stop the injection and produce a spout with a flow rate of 4 m 3 / hour.
В результате приемистость скважины возросла в 1,5 раза и составила 75 м3/сут.As a result, the injectivity of the well increased by 1.5 times and amounted to 75 m 3 / day.
Применение предложенного способа позволит повысить эффективность очистки призабойной зоны нагнетательной скважины.The application of the proposed method will improve the efficiency of cleaning the bottom-hole zone of the injection well.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008142184/03A RU2366808C1 (en) | 2008-10-24 | 2008-10-24 | Method of treatment of bottomhole zone of pressure well with flow out |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008142184/03A RU2366808C1 (en) | 2008-10-24 | 2008-10-24 | Method of treatment of bottomhole zone of pressure well with flow out |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2366808C1 true RU2366808C1 (en) | 2009-09-10 |
Family
ID=41166611
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008142184/03A RU2366808C1 (en) | 2008-10-24 | 2008-10-24 | Method of treatment of bottomhole zone of pressure well with flow out |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2366808C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2686549C1 (en) * | 2018-06-29 | 2019-04-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Composition for exposure to produced fluids |
| RU2724709C1 (en) * | 2019-12-02 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of well equipment extraction |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2053353C1 (en) * | 1993-04-09 | 1996-01-27 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method for development of oil pool |
| US5718289A (en) * | 1996-03-05 | 1998-02-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for use in injecting fluids in a well |
| RU2159326C1 (en) * | 1999-12-15 | 2000-11-20 | Закрытое акционерное общество "РИТЭК-Внедрение" | Process and gear for development and clearing of face zone of wells by pulse drainage |
| RU2217584C1 (en) * | 2002-12-23 | 2003-11-27 | Закрытое акционерное общество "Рэнес" | Method of well treatment in formation |
| RU46808U1 (en) * | 2005-04-01 | 2005-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | UNDERGROUND WATER INJECTION SYSTEM |
| RU2278964C1 (en) * | 2004-12-03 | 2006-06-27 | ОАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for production well bottom zone treatment by outflow |
| RU2306405C1 (en) * | 2006-01-10 | 2007-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Cleaning method for bottomhole formation zone of injection well |
| RU2332557C1 (en) * | 2007-02-28 | 2008-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for cleaning near wellbore region of injection wells |
-
2008
- 2008-10-24 RU RU2008142184/03A patent/RU2366808C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2053353C1 (en) * | 1993-04-09 | 1996-01-27 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method for development of oil pool |
| US5718289A (en) * | 1996-03-05 | 1998-02-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for use in injecting fluids in a well |
| RU2159326C1 (en) * | 1999-12-15 | 2000-11-20 | Закрытое акционерное общество "РИТЭК-Внедрение" | Process and gear for development and clearing of face zone of wells by pulse drainage |
| RU2217584C1 (en) * | 2002-12-23 | 2003-11-27 | Закрытое акционерное общество "Рэнес" | Method of well treatment in formation |
| RU2278964C1 (en) * | 2004-12-03 | 2006-06-27 | ОАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for production well bottom zone treatment by outflow |
| RU46808U1 (en) * | 2005-04-01 | 2005-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | UNDERGROUND WATER INJECTION SYSTEM |
| RU2306405C1 (en) * | 2006-01-10 | 2007-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Cleaning method for bottomhole formation zone of injection well |
| RU2332557C1 (en) * | 2007-02-28 | 2008-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for cleaning near wellbore region of injection wells |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2686549C1 (en) * | 2018-06-29 | 2019-04-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Composition for exposure to produced fluids |
| RU2724709C1 (en) * | 2019-12-02 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of well equipment extraction |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2159326C1 (en) | Process and gear for development and clearing of face zone of wells by pulse drainage | |
| RU2266404C1 (en) | Well bore zone treatment method | |
| RU2349747C1 (en) | Method of treatment of well bottomhole zone | |
| RU2562358C1 (en) | Development method of deposits of high-viscosity oils and bitumens | |
| RU2272902C1 (en) | Method and device for well bottom zone development and cleaning by impulse drainage | |
| RU2366808C1 (en) | Method of treatment of bottomhole zone of pressure well with flow out | |
| RU2520221C1 (en) | Treatment method of bottomhole zone | |
| RU2327027C2 (en) | Processing method of bottomhole zone | |
| CN105257248A (en) | A negative pressure back-vomiting and plugging removal method for sewage reinjection wells in low-permeability oilfields | |
| RU2737632C1 (en) | Pulsed hydraulic fracturing method | |
| RU2610967C1 (en) | Method of selective treatment of productive carbonate formation | |
| RU2296216C1 (en) | Well development method | |
| RU2366807C1 (en) | Flow out method of treatment of bottomhole zone of pressure well | |
| RU2444620C1 (en) | Method for formation well bore zone treatment | |
| RU2383720C1 (en) | Procedure of well bottomhole zone treatment | |
| RU2278964C1 (en) | Method for production well bottom zone treatment by outflow | |
| RU2537430C1 (en) | Method of cleaning of near wellbore region of injection wells | |
| RU2225943C1 (en) | Method for treating well-proximate layer area | |
| RU2376462C2 (en) | Method of oil well development with impulse water withdrawal regime | |
| RU2012148168A (en) | METHOD FOR INCREASING HYDROCARBON PRODUCTION USING REAGENT REPRESSION-DEPRESSION CLEANING OF THE BOTTOMFOR ZONE | |
| RU2511167C1 (en) | Treatment method for bottomhole zone of well equipped with bottom-hole oil pump | |
| RU2477799C1 (en) | Method for hydraulic treatment of coal bed | |
| RU2511220C2 (en) | Method for formation well bore zone treatment | |
| RU2601879C1 (en) | Method of cleaning bottom-hole formation zone of injection wells after hydraulic fracturing | |
| RU2566343C1 (en) | Method for pulse-wave treatment of productive formation, and device for its implementation |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20151025 |